Реферат Колекторські властивості порід на великих глибинах і їх нафтогазоносність

іпровсько-Донецької западини та ін нерідко зустрічається твердий вуглеводневий залишок на глибині 4-6 км, що свідчить про деструкцію нафт палеозалежей або глибокої стадії катагенеза ОВ порід. Геологічний час в даному випадку виступає в якості головного чинника метаморфізації нафт, компенсуючи недостатньо високі (докритичний) пластові температури [2]. p align="justify"> Уявлення про вплив зростання температури на взаємну розчинність флюїдів дозволили висунути ідею про наявність скупчень УВ у вигляді пароподібній нефтегазоводяной ("нафтогазоконденсатної") суміші на глибині більше 6-7 км без помітної деструкції при досягненні температури 400 В° С і більше. Мабуть, на цих надвеликих глибинах вирішального впливу температури починає сильно протидіяти тиск: при тиску 100 МПа довжина вільного пробігу молекули стає сумірною з її розмірами. У цих умовах можливий зворотний процес - рекомбінація і навіть синтез молекул. У сверхкритических умовах нафту може переходити в особливе парогазонефтяное або "нефтеконденсатное" стан, настільки ж стійке, як і газоконденсатне. Тому на дуже великих глибинах можна прогнозувати не тільки газові, а й нафтові поклади, хоча в пластових умовах останні УВ будуть знаходитися не в рідкій, а в газоподобная ("нефтеконденсатной") фазі. Виявлення таких покладів найбільш ймовірно на надвеликих глибинах (більше 7-8 км) у молодих басейнах, де встановлено факт швидкого (в геологічному сенсі) занурення, тривалість якого вимірюється не більше 10-15 млн років (стрибок, характерний для міжгірських западин, передгірних прогинів , наприклад Південно-каспійської западини, Паннонського басейну) при температурі 100-150 В° С, а також древніх басейнів (внутрішня прибортового зона Прикаспійської западини). В останніх, темп прогинання був більш повільним (малюнок) і процес термокаталітіческого перетворення нафти за тривалий геологічний час (200-250 млн. років) не досяг стадії формування графітоподобних утворень у зв'язку з особливостями геологічного розвитку (релаксації), що впливають на швидкість накопичення продуктів перетворення УВ-систем. Наприклад, такі поклади були встановлені в палеозойських відкладеннях Бузулуцького западини (родовища Зайкінское, Вільхівське) і цілком можливо їх виявлення в палеозойських утвореннях Прикаспійської та Дніпровсько-Донецької западин, в мезозойських породах басейнів Північного Передкавказзя та інших регіонів. p align="justify"> ВИСНОВОК

Закономірності зміни колекторських властивостей порід при зануренні на великі глибини дозволяють зробити висновок про те, що потенційні можливості зустрічі порід-колекторів різного типу, що містять промислові скупчення нафти і газу на глибинах 4000-6000 м і більше, неоднакові . Фактичні дані, а також уявлення про головних фазах і зонах нефтегазообразования і температурних умовах в надрах дозволяють зробити наступні висновки про поширення типів колекторів нафти і газу на великих глибинах. p align="justify"> 1.

Назад | сторінка 19 з 20 | Наступна сторінка