На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


курсовая работа Газовые скопления. Виды и особенности их формирования. Газогеохимические провинции

Информация:

Тип работы: курсовая работа. Добавлен: 12.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 12. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Югорский  государственный университет.
Институт  природопользования.
Кафедра геологии, нефти и газа.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Курсовая  работа по геохимии
«Газовые  скопления. Виды и особенности их формирования. Газогеохимические провинции» 
 
 
 
 
 
 

Выполнил: студент гр. 2290
Елдашев А.Ш
Проверил:  Коржов Ю. В. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      г. Ханты-Мансийск
2011 г. 
 

СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДНИЕ………………………………………………………………………………………...3
I. Газовые скопления…………………………………………………………………………….4
1. Газы осадочной толщи……………………………………………………………………….7
1.1. Газы соленосных отложений……………………………………………………………….8
1.2. Углеводородные  газы………………...……………………………………………………..9
1.3. Газоносность угленосных отложений……………………………………………………..9
2. Газы, растворенные  в подземных водах……………………………………………………12
2.1. Физико-химические  параметры газонасыщения подземных вод в зависимости от температуры, давления и минерализации…………………………………………………….12
2.2. Газовые факторы вод, фактически наблюдаемые в зависимости от геологических и гидрогеологических условий…………………………………………………………………..13
2.3. Процессы газогидратообразования в недрах………………………………………….....14
2.4. Современные представления о гидрогеохимических и газогидрогеохимических показателях нефтегазоносности недр…………………………………………………………16
II. Виды и особенности их формирования……………………………………………………17
1. Классификация залежей газа………. ………………………………………………………18
2. Особенности формирования газовых скоплений…………………. ……………………...20
      Основные понятия о миграции………………………………...………………………….20
2.2Формирование скоплений газа…………………………... ………………………………..22
2.3Разрушение скоплений газа………………………………………………………………...23
III. Газогеохимические провинции…………………………………………………………....23
1 Классификация  газоноснысных территорий…………………………………….................23
2 Общие закономерности в формировании и размещении скоплений газа………………..25
3О вертикальной и региональной зональности в размещении скоплений газа ….............26
IV Заключение………………………………………………………………………………....27
V Список использованной  Литература………………………….………………………….28 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ВВЕДЕНИЕ 

     Нефть и газ - подвижные полезные ископаемые. Скопления их, являющиеся объектом поисков и разведки, образуются в результате миграции углеводородов в земной коре. Изучение закономерностей миграции и аккумуляций нефти и газа должно опираться на достижения физики, физической химии, подземной гидравлики и гидрогеологии. Нефть и газ в земной коре нередко претерпевают сложные физико-химические преобразования, которые необходимо знать, чтобы дать правильное направление поисково-разведочным работам на нефть и газ. Изучение закономерностей этих преобразований должно основываться ни знании органической химии, геохимии, биохимии и др.
     Скопления нефти и газа образуются в недрах в теснейшей генетической связи с развитием земной коры, поэтому изучение условий распространения их в разрезе и пространстве должно основываться прежде всего на положениях соответствующих отраслей наук о Земле: общей и исторической геологии; геоморфологии; геотектоники, палеотектоники; палеогеографии; литологии; полевой и структурной геологии и др.
       «Только тогда, когда мы будем иметь правильное представление о тех процессах, в результате которых, возникает нефть... каким образом в земной коре образуются ее залежи, будем знакомы со всеми структурными формами и литологическими особенностями пластов, благоприятными для скоплений нефти, получим из всей совокупности этих данных надежные указания, в каких местах нам искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку» (И. М. Губкин).  
 
 
 
 
 
 
 
 
 

      Газовые скопления.
 
Химический  состав газов. Газы газовых скоплений представлены в основном метаном (до 98,8 %) с примесью его гомологов, а также неуглеводородных компонентов: углекислого газа, азота и сероводорода. Ввиду резкого преобладания метана и небольшого (до 0,2%) количества жидких его гомологов эти газы относят к так называемым сухим газам.
Газы, растворенные в нефтях, называются попутными нефтяными  газами. Состав нефтяных попутных газов  резко отличается от сухих значительным содержанием этана, пропана, бутана и высших углеводородов (в сумме  до 50 %). Поэтому они получили название жирных или богатых газов. Некоторые материалы по составу газов приводятся в таблице 1. 

Таблица 1.
 
 

В составе  газов, растворенных в подземных  водах, основное значение имеют  метан, азот и углекислый газ. Концентрация  метана в растворенном газе может достигать 80—95 % и составлять тысячи кубических сантиметров на литр. Эта форма концентрации углеводородов имеет иногда промышленное значение.
Данные  по химическому составу газа используются не только при проектировании комплексной разработки газового местоскопления. Изучение химического состава газов, в том числе растворенных в подземных водах, проводится также с целью решения некоторых геологических задач, связанных с прогнозированием нефтегазоносности.
Физические  свойства природных газов. Химический состав природного газа определяет его физические свойства. Основными параметрами, характеризующими физические свойства газов, являются плотность, вязкость, критические давления и температура, диффузия, растворимость и др. Сведения о некоторых физических свойствах газообразных углеводородов приведены в таблице 2. 

Таблица 2.
 
 
 

Плотность газа - масса 1 м3 газа при температуре 0°С и давлении 760 мм рт. ст. Единица  плотности газа в системе СИ —  кг/м3. На практике часто пользуются относительной плотностью газа (по отношению к воздуху).
Вязкость  газов очень мала и не превышает 0,01 сП. С повышением давления она  увеличивается.
Для каждого  газа существует температура, выше которой  он не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление.   Эта температура  называется   критической.   Для метана критическая температура равна - 82,1 °С. В недрах земной коры уже на небольшой глубине температура выше 0°С. Поэтому в земной коре метан не может находиться в жидком состоянии. Гомологи же метана (этан, пропан) в условиях земной коры могут находиться в жидком состоянии при давлении выше критического, т. е. ниже которого как бы ни низка была температура, газ не переходит в жидкое состояние.
Диффузия  газа - это явление взаимного проникновения одного вещества в другое (при их соприкосновении), обусловленное движением молекул. Диффузия газов в осадочных толщах в естественных условиях осуществляется преимущественно через водонасыщенные поры и трещины пород. Диффузия вызывается в основном разностью концентраций газа в смежных частях горных пород и протекает в направлении от большей концентрации к меньшей. Коэффициенты диффузии D зависят как от состава диффундирующего газа, так и от свойств среды, через которую происходит диффузия, и от термодинамических условий (коэффициенты диффузии увеличиваются с температурой). Можно предполагать, что порядок величин коэффициентов диффузии n*10-6 отвечает породам с сообщающимися порами или трещинами, заполненными водой.
Явления диффузии газов имеют существенное значение в процессах, формирования и разрушения залежей газа.
Растворимость газов при небольших давлениях (приблизительно до 50 кгс/см2) подчиняется  закону Генри, согласно которому количество растворенного 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) обратная, при более высоких температурах прямая.
Физические свойства природных газов, которые были рассмотрены выше, играют заметную роль в процессах формирования залежей нефти и газа и в размещении их в земной коре. Например, нефть сама по себе практически не может мигрировать через труднопроницаемые породы, в то время как в растворенном состоянии в газе для нее эти породы не являются такой преградой на пути, миграции. Эти свойства имеют большое значение и должны учитываться и при разработке нефтяных и газовых местоскоплений.
Условия аккумуляции углеводородов.
Если  на пути движущегося по природному резервуару флюида встречается  преграда (какой-либо экран или барьер), то начинается формирование скопления  УВ — залежи, которая занимает определенную часть геологического пространства и является первым (низшим) членом системы нефтегеологического районирования. В качестве простейшего элемента районирования по генетическому принципу В.Б. Оленин рассматривал минимальный по размеру участок земной коры, который при этом в силу структурно-генетической характеристики способен заключать единичную залежь нефти и(или) газа. Большинство отечественных исследователей называют такие участки «ловушками». Ловушка, содержащая залежь УВ, является простейшим элементом системы нефте-геологического районирования.
Понятие «ловушка» использовали многие отечественные и зарубежные ученые (А.А. Бакиров, И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, ВТ. Вильсон, Н.А. Еремеко, М.К. Калинко, А.И. Леворсен, К.К. Лэйндс и др.). По И.О. Броду, под ловушкой понимается часть природного резервуара, в которой создаются условия для улавливания флюидов и формирования нефтегазового скопления, в ней устанавливается относительное равновесие подвижных веществ. Наличие ловушки — первое условие формирования залежи.
Залежь - это скопление углеводородов  в ловушке, все части которого гидродинамически связаны. В залежах разделение флюидов происходит по гравитационному признаку, и если присутствуют нефть и газ, то залежь разделяется на газовую и нефтяную части. Залежи в основном подстилаются подошвенной водой. Со-ответственно выделяются и границы раздела: водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной контакт (ГНК), газоводяной контакт (ГВК).
В земной коре вместилищем для нефти, газа и воды служат породы-коллекторы, заключенные в плохо проницаемые  пород. И. О. Брод предложил называть их природными резервуарами, понимая под ними естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых они могут циркулировать, и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами.
Часть природного резервуара, в котором  может экранироваться нефть и  газ и образоваться их скопление, называется   ловушкой.
По  происхождению  различают следующие  ловушки:
1) Структурные  - образованные в результате изгиба  слоев и (или) разрыва их  сплошности;
2) Стратиграфические  - сформированные в результате  эрозии пластов-коллекторов во  время перерыва в накоплении  осадков (в эпоху восходящих  движений) и перекрытия их затем  непроницаемыми породами (в эпоху  нисходящих движений). Как правило,  толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия;
3) Литологические - образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.
4) Рифогенные - сформированные в результате  отмирания ортанизмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их  скелетных остатков в форме  рифового тела и последующего их перекрытия непроницаемыми породами.
Около 80 °/о залежей в мире связано  с ловушками структурного класса, на долю ловушек иного происхождения (рифогенных, стратиграфических и  литологических) приходится не более 20 %. 
 

      Газы осадочной  толщи
    Осадочная  оболочка составляет около 10% общей массы вещества земной коры. Наиболее распространенными породами в её составе являются  глины и глинистые сланцы. При литогенезе минеральные и органические  составляющие осадочной толщи претерпевают глубокие изменения под действием различного пода геохимических процессов. Часть из них сопровождается газообразованием. Генерирующие газы являются неотъемлемой частью осадочной толщи и по форме нахождения  в свободном и рассеянном состоянии. Рассеянные в осадочных породах газы в свою очередь по форме нахождения можно разделить  следующие газы:
    газ свободный, содержащийся в сообщающихся порах и трещинах;
    газ свободный, заключающийся в замкнутых порах;
    газ, растворенный в воде, содержащийся в горной породе;
    газ, растворенный в нефти, содержащейся в горной породе;
    газ, сорбированный породой и содержащейся в ней ОВ;
    газ, окклюдированный горной породой;
    газовый конденсат в порах и трещинах.
    С генетической точки зрения находящиеся  в породе газы могут быть связаны  с различными источниками. Одним из основных источников является ОВ.  Общее его количество в породах континентального сектора стратисферы составляет 72* 1014 т, из которых 54*1014 т присутствует в глинистых породах.
    Органическое  вещество является основным, но не единственным источником газов в осадочной толще. Преобразование минеральных составляющих в ряде случаев также сопровождается образованием газов. Наиболее тесным взаимодействием минеральных и органических составляющих характеризуются начальный и завершающий этап литогенеза.
    Масштабы  генерации газов и их качественный состав обусловлены концентрацией  в породе ОВ, его генетическим типом  и степенью преобразованности. Преобразование гумусового ОВ сопровождают газы, в  углеводородной части которых преобладает  метан. Гомологи метана характерны на определенных этапах катагенеза для продуктов преобразования сапропелевых разностей ОВ. Генетический тип ОВ и степень их преобразованности обуславливают определенную зональность в качественном составе генерирующихся в осадочной толще газов.  Последний момент необходимо учитывать при исследовании и закономерностей формирования газовых скоплений в осадочной толще [1]. 
 

      Газы соленосных отложений
 
    В  соляных породах можно выделить несколько форм нахождения газов: сорбированные  открытой поверхностью, растворённые в кристаллической решетке;  находящиеся в газово-жидких микровключениях и свободно выделяющиеся газы – газы макровключений.  Количество сорбированных газов в солях незначительна, так как соляные породы обычно плотные и имеют незначительную пористость. Газы макровключений – это газы, заключенные в различного рода пустотах внутри соляных пластов, образованных в результате тектонических сжатий и разрывов пород, а также путем объединения микровключений в одну сообщающуюся систему.
    Многообразие форм нахождения газов в солях вызывает сложность количественной оценки газоносности.  Разработан метод определения газоносности по количеству 40Аград, мигрировавшего из кристаллической решетки в полости. Количество радиогенного аргона, потерянного весовой единицей твердой части породы, может быть  определено.  Потерянный породой аргон, если допустить изолированность соляного пласта, оказывается в нарушениях кристаллической решетки, прежде всего в полостях.
    В соляных породах присутствуют породы 3 типа газов: 1) реликтовые – захваченные породой из окружающей среды при кристаллизации, среди них атмосферные, биохимические; 2) аутигенные – образовавшиеся на месте за время существования породы.  Это в основном продукты преобразования ОВ и радиоактивного превращения урана, тория, калия. Эти газы преобладают в кристаллической решетке соляных минералов, а в областях спокойного залегания также в микро - и в макровключениях; 3) эпигенетичные – проникшие извне в соляные породы после их формирования.
Газы  разных морфотипов различаются по химическому составу.  Так, газы кристаллической решетки содержат значительно больше углекислого газа, чем газы включений. Различие вызвано компонентным фракционированием при миграции газов из места их образования в полости.
    Эпигенетические газы соляных пород  в отличие от собственно солевых имеют другие изотопно-геохимические характеристики. Эти газы в основном сосредоточены в микро – и в макровключениях соляных пород, свойственны районам соляной тектоники и интенсивного газообразования. Так, в свободных газах соляных куполов Прикаспия велик вклад углеводородов, причем изотопный состав углерода метана близок к таковому для газов залежей. В соленосных отложениях Припятского прогиба, расположенных в районах развития нефтяных  месторождений, в микровключениях вторичных разновидностей галита в зонах разрывных нарушений преобладают углеводородные газы.  Повышенная концентрация метана и его гомологов в составе газовых включений во вторичном галите может являться индикатором нефтегазоносных скоплений в нижележащих отложениях.
    Формирование  газовой среды в соленосных отложениях можно представить следующим  образов: газы  солеродного близповерхностного бассейна – атмосферные и частично биохимические   захватываются  соляными минералами при их кристаллизации.  Эти реликтовые газы концентрируются в кристаллической решетке и в многочисленных пузырьках – будущих микровключениях. Компоненты свободной  газовой фазы и растворенные в кристаллической решетке находятся в состоянии, близком к равновесному.
    В дальнейшем в течение всего времени  существования соляных пород  одновременно происходят следующие  процессы:
    Новообразование газов в твердой части пород в результате радиоактивного распада, ядерных реакций, воздействие  радиации на ОВ, воду, окислительно-восстановительных реакций.
    Миграция новообразованных газов из твердой части пород в газово-жидкие микровключения, а затем и в образующиеся макровключения в результате возникшего градиента концентрации.   Миграция, осуществляемая путем диффузии  или эффузии, трансформирует газовый составы в твердой части из-за различия коэффициентов диффузии и сорбционной способности в микровключениях. В результате газовая фаза микровключений обогащается включением гелием, метаном, азотом.
    Под влиянием тектонических движений и благодаря высокой пластичности  соли осуществляется перемещение газовых пузырьков-микровключений – в ослабляющиеся зоны соляного пласта и их соединения в макровключения.
Все эти  процессы, весьма неравномерные в  своих масштабах, обуславливают  крайнюю пестроту  химического состава газов в соляных породах.
Интенсивное образование газов в залегающих глубже породах, их последующая миграция приводит к проникновению в соли чужеродных газов – по количеству соизмеримых или превышающих  собственно солевые газы. Такая ситуация возникает в районах интенсивной глубинной генерации УВ в осадочной толще, в зонах контактового метаморфизма [1] . 

      Углеводородные  газы.
 
Углеводородные  газы, генерируемые в осадочной оболочке земной коры, могут находиться в  различных состояниях: свободном, растворенном, твердом и др. В свободном состоянии они образуют газовые скопления. Углеводородные газы хорошо растворимы в подземных водах и нефтях. При определенных условиях они вступают в соединение с водой и переходят в твердое состояние. 

          
      Газоносность  угленосных отложений
    Газоносность  угленосных отложений (метаносность, если расчет ведётся по основному газовому компоненту) включает в себя природную  газоносность угольных пластов (объём  газа, содержащегося в единице  массы угля в природных условиях, м3/т) и вмещающих пород (общий объем газов, содержащихся в единице массы или объема породы, м3/т или м33).
    Количество  метана в угленосных отложениях оценивается  различными  исследователями от 240 до 6000 трлн. м3. Несмотря на столь разные количественные оценки, очевидно, что объем метана. Содержащегося в угленосных отложениях, во много раз превышает ресурсы метана в традиционных газовых месторождениях. В ряде угленосных бассейнов количество такого метана  эквивалентно по запасам газовым месторождениям.  Природный газ угленосных отложений содержит химические компоненты как первичного, так и вторичного происхождения. Он  состоит из метана, углекислого газа и азота; в его составе в виде примесей присутствуют: ТУ, Н2,  Н2S, SO2, CO и редкие газы.
    Основным газовым  компонентом угленосных толщ является метан(CH4), содержание которого колеблется от 60 до 98%. По данным изотопных исследований он генетически связан с угольным веществом. Являясь преимущественно продуктом его метаморфизма. Отсюда прямая зависимость содержания метана  от степени метаморфизма углей.
    Азот (N2)  является вторым по распространенности компонентом (20%, реже до 100% от общего объема газа), имеющим преимущественно атмосферное и в меньшей степени реликтовое происхождение, а местами и глубинное, связанное с породами кристаллического фундамента. Его содержание закономерно уменьшается с увеличением глубины.
    Углекислый  газ (CO2) с составе газов угленосных отложений содержится в небольших количествах (0,1 – 4%), достигает иногда 100%, за счет биохимических процессов на низких стадиях метаморфизма.
    Тяжелые углеводороды (ТУВ) встречаются в  природных газах угленосных отложений  в количествах от долей процентов  до 15-20%. При  повсеместности площадном  распространении характерно неравномерное  распределение ТУВ в газах угленосных формаций. Максимальное содержание их отмечается в углях средних стадий метаморфизма, в газах закрытых микропор и в районах, связанных с нефтепроявлением.
Водород (Н2) в угольных газах встречается в незначительных количествах, редко достигает 40-5-% при значительном  абсолютном содержании газа. Происхождение водорода обусловлено в основном биохимическими процессами превращения растительных веществ в уголь, связано с метаморфизмом угля, не исключается также и миграция из подкоровой части Земли.
    Оксид углерода (СО) в составе газов  угленосных отложений встречается  редко, в количестве от сотых до тысячных долей процента.
    Сернистый газ (SO2) присутствует в виде гнездообразных скоплений.  Генезис его неясен.
    Сероводород (Н2S)  находится в газах угольных отложений в количестве от десятых  долей процента до первых процентов, образуется в результате реакции взаимодействия сульфатных вод с метаном, разложения пирита и марказита. Местами поступает в  угленосную толщу при дренаже сероводородных подземных вод.
    Редкие  газы (Не, Ne, Ar, Kr, Xe), за исключением радиогенного водорода, встречаются в постоянных  соотношениях с азотом, соответствующих их содержанию в воздухе. Эти газы имеют преимущественно атмосферное происхождение, реже поступают по глубинным разломам из более глубоких недр Земли. Примеси  в природном газе угленосных отложений при высоких содержаниях имеют промышленное значение: этан при содержании 3%, гелий – 0,05%, Н2 – 0,5%.
    Природные газы в угленосных отложениях в зависимости от содержания ОВ находятся в сорбированном состоянии (в углях  и углистых прослоях содержанием ОВ более 30%), в форме свободного и водорастворенного газа (во вмещающих породах с содержанием ОВ менее 10%). При низких температурах возможно существование метана и его гомологов в кристаллогидратной форме.
    Газоёмкость углей контролируется законом сорбции. Сорбционная  способность вмещающих  пород на два порядка меньше, чем  углей, поэтому их метаноемкость  определяется коллекторскими свойствами, емкостными и фильтрационными характеристиками.
    Различия  форм нахождения предопределили слоистое распределение рассеянных и концентрированных  масс углеводородных газов  в  разрезе  угленосных толщ и изменчивость их химического состава. Распределение  газов в угленосных формациях характеризуется значительными количественными и качественными изменениями по простиранию и по падению пород. В  угленосных бассейнах выделяют следующие зоны:
1 Верхняя маломощная зона эпигенетического газового выветривании. Которая в ряде бассейнов делятся на подзоны: азотно-углекислую, углекисло-азотную, метано-азотную и азотно-метановую.
2 Мощная зона метановых метаморфизованных газов с содержанием метана до 80-100%.
3 Зона метаморфогенной деметанизации (при наличии суперантрацитов).
    В метановой зоне в ряде  бассейнов выделяется подзона метановых газовых с повышенным содержанием ТУ и присутствием паров пентанов и гексанов. Мощность отдельных газовых зон по вертикали колеблется от 0 до десятков и сотен метров.
Современная метаноносность угленосных отложений формировалась под влиянием геологических факторов, способствовавших как ее возникновению и росту, так и ее уменьшению за счет дегазации. Это прежде всего метаморфизм углей, мощность угленосных толщ, их угленасыщенность и возраст отложений, тектонические процессы, магматизм, литологический состав пород и т. д. Превалирующее  действие тех или иных  геологических факторов привело к сильной изменчивости метаноносности углей.  Несмотря на все многообразие  геологических факторов, повлиявших на формирование современной метаноносности угленосных толщ, можно выделить два основных – геотектонический режим территории и возраст угленакопления.
    Метаноносность  угленосных бассейнов палеозойского  возраста переходной тектонической  группы, а также бассейнов, расположенных на древних платформах, наиболее высокая. Объем сохранившегося в них метана достигает сотен кубических миллиардов.  Метаноносность бассейнов мезозойского возраста этих же групп превышает 8-10 м3/т горючей массы. Бассейны, расположенные в пределах молодых платформ и геосинклинальных областей, вне зависимости о  возраста. Обладают низкой метаноносностью. Ресурсы метана в них превышает единиц кубических миллиардов [1] .
    По  химическому составу газы угленосных отложений и газы газовых месторождений  очень близки: и те, и другие состоят преимущественно из метана. Углекислого газа и азота, а также содержат примеси оксида углерода, сероводорода, гелия и др.
    Процесс газообразования в цикле углефикации  отчетливо распадается на 3  содержательно  различных этапа.
    Первый этап соотносится с позднебуроугольной стадией. Он отличается  наиболее интенсивной генерацией газов, в составе которых доминирует двуокись углерода. Долевое участие метана и его гомологов на этом этапе невелико, но абсолютные количества его значительны. По общепринятым  представлениям на этом этапе активно развиваются процессы декарбоксилирования и дегидрогенизации,  деметоксилирования и поликонденсации циклических структур. Этот этап следует рассматривать в качестве основной фазы газообразования, имея в виду масштабы общего  газообразования на этом этапе углефикации.
    Второй  этап охватывает широкий диапазон каменноугольных стадий. Его отличительная особенность – активная генерация гомологов метана,  последовательное снижение выделения метана. Такой состав газовой фазы предполагает наличие нефтепроизводящего потенциала у гумусовых углей, который и реализуется на стадиях спекающих углей. Надо полагать, что этот потенциал существенно возрастает с увеличением  лейптинитовой части в составе угля и что угли с преобладанием этой части является немаловажным источником нефтеобразования на средних стадиях углефикации.
По тому, так резко меняется состав газовой  фазы на различных стадиях рассматриваемого этапа, развитие процесса углефикации  протекает крайне неравномерно, скачкообразно, через содержательно различные и быстро сменяющиеся физико-химические состояния и взаимодействия. На этом этапе доминируют процессы деполимеризации и поликонденсации, которые сопровождаются разрушением мостиковых связей, сокращением длины и удалением периферийных группировок и цепей, окончательным удалением карбоксильных и гидроксильных групп.
    Второй  этап газообразования при углефикации  гумусовых углей – фаза нефтегазообразования.
    Третий  этап газообразования соответствует стадиям тощих углей, полуантрацитов и начальных антрацитов и является главным этапом  метанообразования при углефикации. На этом этапе возрастает интенсивность конденсации ароматических ядерных структур с отрывом сохранившихся периферийных, главным образом метильных групп.
    Третий  этап газообразования осуществляется в областях глубокого погружения осадочных  толщ. Поэтому глубокие недра нефтегазоносных бассейнов  должны рассматриваться в качестве главных источников метанообразования, а при надлежащей их изоляции надежными экранами – в качестве областей мощного газонакопления. Глубинная зона метанообразования сменяется зоной генерации кислых газов – преимущественно СО2, а также азота.
    Таким образом, наличие трех качественно  различных этапов газообразования, установленных в результате экспериментального изучения процессов, установленных в результате экспериментального изучения процессов генерации газа, обусловлено изменением ОВ этих углей [2]. 
 

    Газы, растворенные в подземных водах
 
      Физико-химические параметры газонасыщения подземных вод в зависимости от температуры, давления и минерализации
 
    Подземная гидросфера содержит огромные количества природных газов, среди которых  преобладает метан. По предварительным  оценкам его ресурсы в подземных  водах земной коры составляют 1016-1018 м3. Природный газ находится в подземных водах в двух основных состояниях – водорастворенном и диспергированном.
    При достаточном количестве природного газа в пластовых условиях насыщенность подземных вод газом определяется рядом термобарических и физико-химических факторов, влияющих на его растворимость. Главными среди них, помимо состава самого газа, являются температура, давление и минерализация раствора.
    При повышении температуры растворимость  метана сначала снижается, достигая минимальных значений при 80-90 ? С, а при дальнейшем увеличении температуры – растет. Характер зависимости растворимости азота от температуры аналогичен. Минимум растворимости гомологов метана смещается в область более низких температур: для этана- 60-80 ? С, для пропана- 40-60 ? С, для бутана- 30-40 ? С.Для углеводородных газов подобный характер зависимости сохраняется при всех изученных давлениях. Для сероводорода температурного минимума не установлено вплоть до 140 ? С.
    Повышение давления в общем случае способствует увеличению растворимости газов в жидкостях. В области низких и средних давлений (примерно до 5 МПа) увеличение растворимости прямо пропорционально увеличению давления, а с дальнейшим повышением давления увеличение растворимости происходит медленнее.
    С ростом минерализации раствора наблюдается уменьшение растворимости газов, что  в большей степени проявляется в области относительно низких минерализаций и более выражено у метана и азота по сравнению  с менее растворимыми газами. При этом в хлоркальциевых растворах растворимость газов ниже, чем в хлорнатриевых.
    Вышеизложенные  закономерности получены как результаты экспериментальных исследований, проводившихся  либо для пресных или слабоминерализованных  вод в широком интервале температур и давлений, либо для вод различной  минерализации, но в небольшом интервале температур. Данные по растворимости газов в сильноминерализованных водах для жестких термобарических условий получены расчетным путем. Результаты расчетов позволили выявить общий характер изменения газонасыщенности подземных вод с глубиной для различных геотермических градиентов в водах с различной минерализацией. Ход кривой растворимости метана до глубины 4 км в водах любой  минерализации сравнительно однотипный – происходит увеличение газоудерживающей способности воды; в пресных водах – до 6 м33, в рассолах – до 3 м33. Начиная с глубины 4 км в водах с минерализацией до 200 г/л метаноемкость увеличивается интенсивно, а с минерализацией более 250 г/л – очень (400/500 г/л) с глубин 5,5-6,5 км метаноемкость будет не увеличиваться, а уменьшаться.
    Таким образом, чем глубже расположена  газопродуктивная толща, меньше минерализация  воды и выше геотермический градиент, тем большие объемы газа находятся  в водорастворенном состоянии.
    Второй  формой нахождения природного газа в подземных водах является так называемый диспергированный газ (ДГ), т.е. газ, находящийся в пластовых условиях в свободном фазово-обособленном состоянии, но обладающий нулевой фазовой проницаемостью. Объем его может составлять от 0 до 5-20% от объема пустотного пространства первоначально заполненного водой, и зависит от условий его образования [1]. 

2.2. Газовые  факторы вод, фактически наблюдаемые  в зависимости отгеологических  и гидрогеологических условий
    Основными компонентами водорастворенных газов (ВРГ) являются азот, УВ (метан и его гомологи), диоксид углерода, сероводород и водород. По классификации Л.М. Зорькина, по соотношению этих компонентов ВРГ подразделяются на азотные (N2? 50%), углеводородные (СН4+ высшие? 50%), кислые (H2S + CO2?50%), водородные (H2S?50%) и смешанные (концентрация всех компонентов не превышает 50%).
    Газонасыщенность  вод с различным составом газа различна и возрастает в соответствии с растворимостью от азотных газов  через смешанные и углеводородные к кислым. Она изменяется с различной интенсивностью как по площади, так и по разрезу бассейнов и формирует различного рода зональности.
    Региональная (площадная) зональность выражается в последовательном изменении состава  ВРГ от азотного до метанового, газонасыщенности подземных во, упругости ВРГ и коэффициента газонасыщения Кг в направлении от окраин бассейнов к их внутренним, наиболее погруженным частям.
    Вертикальная  зональность выражается также в  изменении с глубиной по разрезу  осадочного чехла состава ВРГ  с азотного на метановый и далее - на кислый, сопровождающийся увеличением газосодержания подземных вод, упругости ВРГ и коэффициента газонасыщения. Эти изменения  отражают зональность процессов газообразования в недрах гидрогеологическую обстановку и влияние других факторов,  зональность газообразования четко прослеживается и по изотопному составу углерода метана.
    Вышеописанная зональность носит название нормальной. Она характерна  для большинства  НГБ в целом или для отдельных  их частей. В ряде случаев она  нарушается, что обусловлено особенностями геологического и гидрогеологического развития региона.
Древние платформы вне зон недавней тектонической  активизации характеризуются, как  правило, широки распространением азотных  ВРГ, особенно в зонах выступа  фундамента и на окраинах, а в  целом – нормальной газогидрохимической зональностью и относительно низкими значениями газовых факторов – 0,5-1 м33. Нижнепалеозойские и палеозойские отложения Русской платформы, например, содержат ВРГ преимущественно азотного состава с очень низким содержанием тяжелых УВ и коэффициентом газонасыщения менее 0,5 м33. Повышенная газонасыщенность и углеводородный состав газов подземных вод и углеводородный состав газов подземных вод наблюдается в зонах прогибания осадочного чехла.
    С уменьшением возраста пластовых систем в составе ВРГ увеличивается роль метана и ТУ и уменьшается роль азота. На молодых плитах значения газовых факторов достигают 2- 4 м33. Так, большую часть Западно-Сибирской платформы занимает зона метановых газов. Газонасыщенность сеноманского водоносного комплекса составляет в среднем 0,8-1 м33, местами достигает 2,5 м33. Коэффициент насыщения колеблется в пределах 0,2-0,9 и возрастает с глубиной. На Туранской плите углеводородные ВРГ имеют повсеместное распространение на глубинах 3-5 км. Их газовые факторы колеблются  в зоне развития соляных толщ от 0,57до 2,5 м33 и до 5 м33 в зонах их отсутствия. Предельное газонасыщение отмечено в водах хадумскогго горизонта Ставрополья,  имеющих почти чисто метановый состав ВРГ и газовые факторы 0,6-1,1 м33 на глубине 500-600 м.
    Из  районов современных геосинклиналей  территории данные по ВРГ имеются  только для о. Сахалин. В гидрогеологичеом  разрезе Сахалина распространены в  основном ВРГ метанового состава, в  нижних частях разреза – с примесью тяжелых УВ. Коэффициент газонасыщения  увеличивается с глубиной от 0,3 до 0,7, средние значения газовых факторов нижних горизонтов составляют около 3,5 м33 [1]. 

2.3. Процессы  газогидратообразования в недрах
    При определенных условиях – низкие температуры  и  повышенные давления – газы и вода образуют газогидраты. Гидраты газов представляют собой соединения (клатраты), в которых молекулы газа заполняют пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Сама по себе кристаллическая решетка «хозяйка», если она не заполнена определенным минимальным количеством молекул газа, термодинамически метастабильна, т.е. в чистом виде такая решетка существовать не может. Этим она принципиально отличается от кристаллической решетки льда. По внешнему виду газовые гидраты напоминают снег или рыхлый лед.
    Все изученные гидраты кристаллизуются  в одной из двух структур:
    в объемно-центрированной кубической решетке с параметром 1,2 нм;
    в гранецентрированной решетке с параметром 1,75 нм.
    У структуры 1 элементарная ячейка состоит  из 8 полостей- 2 малых (d= 0,52 нм) и в больших   (d= 0,59 нм); у структуры 2 – из  16 малых (d= 0,48 нм) и 8 больших (d= 0,69 нм).
    Природные газы в большинстве случаев образуют смешанные гидраты структуры 2, большие полости которых заняты пропаном и бутанами, а малые – метаном, этаном, углекислотой и другим газами. При избытке последних, когда пропан и бутаны полностью перейдут в гидраты, могут образовываться гидраты структуры 1.
    Условия образования гидратов газа принято изображать в виде гетерогенных фазового состояния в координатах температура – давление, которые показывают начальные условия образования гидратов чистых газов или их смесей.
    Наиболее  легко переходят в гидрат сероводород  и пропан, наиболее трудно – азот, аргон. Гелий в гидрат не переходит и может лишь в ничтожных количествах захватываться гидратной решеткой как примесь. Исходя из  этого следует, что при гидратообразовании происходит фракционирование состава природного газа: гомологи метана и сероводород накапливаются в гидрате, а оставшаяся газовая фаза обогащается азотом, аргоном и гелием.
    На  равновесные условия гидратообразования большое влияние оказывает минерализация  воды: чем она больше, тем более  низкие температуры или более  высокие давления необходимы для образования гидратов. Ориентировочно повышение минерализации воды на каждые 10 г/л NaCl снижает равновесную температуру гидратообразования на 0,5 ?.
    При образовании газовых гидратов меняется качественный состав не только газа, но и воды. В гидрат переходит только пресная вод, и, следовательно минерализация оставшейся пластовой воды будет возрастать прямо пропорционально доле воды, перешедшей в гидрат. Поэтому в зонах гидратообразования минерализация вод должна быть  при прочих равных условиях выше, что может быть использовано в качестве дополнительного критерия,подтверждающего прохождение данного процесса.
При образовании  гидратов, один объем воды может  связывать от 70 до 300 объемов газа. Соответственно и плотность  газогидратов меняется в широком диапазоне – от 0.8 до 1.8 г/см3.
    Газогидраты в кернах – монокристаллы длиной до 1,3 м или  в смеси с породой  – подняты из ряда скважин в  Тихом океане (Центральноамериканский и Перуанский желобы), в Атлантическом  океане (хр. Блейк–Аутер) и в подводном  конусе выноса реки Миссисипи в Мексиканском заливе. В виде отдельных кристаллов и стяжений в породах они подняты при донном пробоотборе на Черном, Каспийском, Охотском, Японском и многих других морях. Основной их визуальный признак – льдистые стяжения, кристаллы, снегоподобная масса с температурой выше 0 ? С, которые при комнатных условиях быстро разлагаются с выделением горючего газа.
    Выявление газогидратных кернов в скважинах  нефтегазоносных бассейнов требует  применения специальных герметичных  термостатируемых пробоотборникрв и соответствующей технологии бурения. В качестве примера газогидратного месторождения России часто приводится сеноманская залежь Мессояхского месторождения. Однако факт присутствия природных газогидратов  убедительно пока не доказан.
    По данным Г.Д. Гинсбурга и др, в антарктических шельфовых морях газогидраты могут существовать практически повсеместно, а на арктических шельфах – примерно на 35% их площади, причем не сплошь, а прерывисто. На остальной части Мирового океана термобарическая зона стабильности гидратов имеется повсюду. Кроме шельфов и в некоторых случаях верхних частей континентальных склонов. Максимальная глубина зон возможного газогидратообразования (ЗВГО) достигает 1300 м ниже дна моря.
    Очевидно, что необходимыми условиями газогидратонакопления являются не только соответствующая термодинамическая обстановка в  недрах, но также и генетические предпосылки, обеспечивающие наличие достаточного количества газа. В первую очередь они имеются в континентальных и шельфовых НГБ, где в процессе диагенеза и катагенеза газ генерируется, а при миграции поступает в ЗВГО. В этом случае наиболее реальным механизмом гозогидратообразования является прогрессирующее охлаждение недр в зонах распространения структур со свободными газовыми скоплениями. Процесс образования гидратов активно протекает на газоводяном контакте за счет участия свободной воды. Внутри залежи он происходит значительно менее интенсивно, поскольку гидратообразование из связной и капиллярной воды требует гораздо более низких температур, чем в случае свободной воды ( примерно на 6-8 ? С).
    Наиболее  благоприятными для образования  гидратов являются периферийные области  Мирового океана и континентальные  склоны. Мощность осадков здесь может  достигать 10-15 км, содержание Сорг в среднем 0,8 – 1%. Поэтому газогенерационные процессы достаточно активны, а образование гидратов может успешно происходить в процессе массового гравитационного перемещения осадков при лавинной седиментации с высвобождением значительных количеств газа и его перемещения в зону стабильности газогидратов. Возможны также и другие реальные процессы газогидратообразования в осадках акватории [1]. 
 

2.4. Современные  представления о гидрогеохимических  и газогидрогеохимических показателях  нефтегазоносности недр.
    Использование гидрогеологических показателей для оценки перспектив нефтегазоносности обусловлено значительной ролью подземных вод в процессах нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
    Региональный  прогноз нефтегазоносности недр по газогидрогеохимическим критериям  основан на изучении состава подземных вод и водорастворенных газов (ВРГ) в связи с закономерностями в размещении скоплений УВ в НГБ, НГО, НГР, в отдельной зоне, в пределах того или иного стратиграфического интервала разреза и т.п. Локальный прогноз основан на исследовании процессов диффузионного перераспределения нефтей, газов, конденсатов, водорастворенного органического вещества, микроэлементов в системе залеж – вода и должен ответить на вопрос о продуктивности конкретного участка по данным бурения первых поисковых скважин.
    Современная гидрогеохимическая обстановка характеризуется  следующими показателями: минерально-гидрохимическими (макро- и микрокомпонентный состав вод), газовыми (состав и  упругость  водорастворенных газов).
Показатели  ионно-солевого состава вод- минерализация, тип вод, степень метаморфизма (коэффициенты rNa/rCl, rCl/rBr)  характеризуют гидрогеологическую закрытость недр, связь их с поверхностью или наличие межрезервуарных перетоков.
    К наиболее информативным газовым  показателям на стадии регионального прогнозирования относятся ВРГ, упругость, наличие тяжелых углеводородов (ТУ), бтогенного  азота.
    Обобщение фактических данных по ВРГ создает  предпосылки для районирования  зон преимущественного  нефте- и  газонакопления при раздельном прогнозе обладает величина коэффициента газонасыщенности, определяемого отношением давления насыщения газом подземных вод к пластовому давлению (kг= pгпл).
    При решении вопросов нефтегазоносности  локальных структур высоко информативными, по мнению многих исследователей, являются качественные и количественные характеристики солевого состава вод и состава ВРГ, поскольку они отражают наличие гидрохимических и газохимических аномалий. Эти аномалии возникают как следствие ореолов рассеяния углеводородных скоплений, а их характеристики изменяются по мере приближения к залежам и удаления от них. Аномалии определяются особенностями формирования залежей, их фазовым состоянием и генезисом подземных вод.
    В состав ВРГ, наряду с углеводородными  газами (метаном и его гомологами), входят в различных количествах неуглеводородные компоненты, среди которых следует отметить азот, углекислый газ и сероводород.
    Генезис углеводородных газов сложен и весьма разнообразен. Эти газы могут генерироваться совместно с УВ, ОВ материнских  пород, поступать из глубинных источников, возникать в результате окисления нефтей, разрушения залежей и т.п.
    Азот  по своему содержанию часто является наиболее существенным компонентом. В  отличие от углеводородных газов, имеющих  своим источником ОВ, образование  азота может происходить несколькими путями. В залежах может накапливаться азот воздушный, биогенный, радиогенный и вулканогенный.О присутствии вулканогенного азота можно судить по аналогии с территориями, в пределах которых установлен генезис скоплений высокоазотных  газов, поступивших в ловушки по глубинным разломам. В платформенных мезозойских отложениях Западно-Сибирского  НГБ (моложе триасовой системы) проявлений вулканизма и наличие вулканогенных пород не установлено. Однако последние широко развиты в тафрогенном триасовом комплексе и палеозойском фундаменте. В результате активизации разломов, ограничивающих триасовые грабены и разделяющих блоки палеозойского фундамента, в базальные слои платформенного чехла поступают фумарольные воды и газы. Повышенное содержание азота (от 30 до 93%) в ВРГ метаморфизованных пород палеозойского фундамента установлено на ряде площадей вблизи Южного складчатого обрамления (Верхнетарская, Заречная, Крыловская, Кыкинская и другие площади). Вышележащие горизонты юры и мела характеризуются фоновыми величинами содержания N2 в пределах 5-15%.
    Содержание  азота и углекислого газа:
    Основная  масса азота в водах мезозойских  горизонтов имеет биогенное происхождение  и связана с бактериальным  денитрифицированием азотсодержащих белковых компонентов нефтей и высвобождением азота из разрушающегося ОВ пород в процессе их ката- и метагенеза.
   В водах гидрокарбонатно-натриевого типа инфильтрационного генезиса азот имеет атмосферное происхождение. При колебаниях содержания азота  от 3,34 до 97,8 % (по объему) средневзвешенное и значение отношения Ar*100/N2 составляет 11,25. Воды остальных типов, присутствующие во внутренних  закрытых областях бассейна, имеют в среднем более низкое содержание азота. В этих типах доля биогенного азота составляет 72,4-95,7% от общего количества азота в анализе.
    Сероводород, образующийся в газах в результате микробиальной редукции сульфатов, практически не обнаруживается в  составе ВРГ Западно-Сибирского НГБ.
Углекислый  газ, так же как и азот, может  присутствовать в составе ВРГ в значительных количествах. В отличие от азота для углекислого газа характерна высокая растворимость в воде, которая увеличивается с повышением пластового давления  и температуры.
На основе данных об изотопном составе углерода в газах мезозойских и палеозойских отложений юга Западно-Сибирской плиты выделены две генетические группы СО2. Первая, обогащенная менее тяжелым изотопом углерода, имеет своим источником РОВ, а также нефти, подвергшиеся катагенному преобразованию или бактериальному окислению. Во второй группе с более тяжелым изотопом  углерода углекислый газ имеет экзогенное происхождение. Рассмотрение геохимических особенностей  Западно-Сибирского артезианского бассейна дает основание предполагать, что их повышенные и высокие концентрации связаны в основном с преобразованием существующих залежей УВ.
    Все упомянутые характеристики подземных  вод и водорастворенных газов  используются совместно, образуя комплекс информативных показателей нефтегазоносности [3]. 
 

      Виды и  особенности их формирования.
 
 
Скопления нефти и газа подразделяются на две  категории: локальные и региональные. Такое деление предложил А. Л. Бакиров, опубликовавший в трудах  Международного геологического конгресса (1964 г.) единую классификацию всех категорий  скоплений нефти и газа в земной коре. В категорию локальных скоплений им включаются залежи и местоскопления. Залежь нефти  и газа представляет собой естественное локальное (единич-ное) скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемешаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.
Местоскопления  нефти и газа - это совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким  естественным ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади, контролируемой единым структурным элементом.
Термин  “месторождение”- нефти и газа не отвечает действительному смыслу этого  слова, образование залежей происходит в результате сложных миграционный процессов, протекающих в недрах, поэтому правильнее говорить и «местоскопление» залежей  нефти и газа.
В категорию  региональных скоплений углеводородов  А. А. Бакировым включаются зоны нефтегазонакопления.
Зона  нефтегазонакопления представляет собой совокупность смежных и  сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между  собой локальных ловушек (А. А. Бакиров, 1959 г.). Кроме того, выделяется категория крупных регионально нефтегазоносных территорий. В её состав  входят:
1) нефтегазоносные  районы;
2) нефтегазоносные  области;
3) нефтегазоносные  провинции;
4) нефтегазоносные  пояса.
       1.  Классификация залежей газа.
Разработке  классификации различных типов  залежей нефти и   газа   посвящены   многочисленные  работы.   Наиболее  известными являются классификации  И. О. Брода,        Н. А. Еременко, Н. Ю. Успенской,   А. А.   Бакирова.    Согласно    классификации
A. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми генетически связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа:
I. Класс   структурных залежей.
К этому  классу относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных поднятий. В составе этого класса выделяются группы, подгруппы и виды. Наиболее часто встречающимися залежами этого класса являются сводовые, тектонически-экранированные и приконтактные.
Сводовые  залежи  формируются в  сводовых  частях локальных структур. Принципиальные схемы сводовых залежей в пределах различного типа структур изображены на рис. 1.
 

Тектонически-экранированные залежи формируются вдоль разрывных  смещений, осложняющих строение локальных  структур.   Подобные   залежи    могут   находиться   в   различных частях структуры: на своде, крыльях или переклиналях (рис. 2).
 

II.  Залежи    литологического   класса.
В составе  этого класса выделяются две группы:   залежи   литологически экранированные и залежи литологически ограниченные.
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.