Дипломная (вкр): Особенности геологического строения месторождения Доссор

Особенности геологического строения месторождения Доссор

Содержание

Введение

. Теория органического происхождения нефти и газа

. Литологически ограниченные со всех сторон ловушки и условия образования

3. Особенности геологического строения надсолевого комплекса Прикаспия

4. Особенности геологического строения месторождения Доссор

Заключение

Список использованной литературы

Введение

Геология нефти и газа (геология углеводородов, нефтегазовая геология) - прикладной раздел геологии <#"707655.files/image001.gif">

Рисунок 1 - Схема геохимической взаимосвязи между соединениями углерода и живым веществом биосферы (по В.И. Вернадскому)

Последующие исследования советских и зарубежных ученых (А.А. Ализаде, А.А. Бакиров, Н.Б. Вассоевич, М.Ф. Мирчинк, А. Ле-ворсен, В. Линк, А.А. Трофимук, В.А. Успенский, Д. Хант, Б. Тиссо и др.) развивались в направлении изучения геологических условий размещения скоплений углеводородов в земной коре, геологических и геохимических условий образования нефтегазоматеринских и нефте-газопродуцирующих отложений и физико-химических процессов преобразования органического вещества в углеводороды, миграции углеводородов в коллекторы и формирования их залежей и т.д.

Основными предпосылками биогенной теории происхождения нефти и газа служат приуроченность почти всего объема промышленных скоплений углеводородов (99,9 %) к осадочным образованиям, сосредоточение наибольших ресурсов углеводородов в отложениях геологических периодов, отличавшихся активной жизнедеятельностью организмов биосферы (отмечается параллелизм в образовании и накоплении углей, горючих сланцев и нефти); наличие скоплений углеводородов в замкнутых линзах песчаников, прибрежных барах древних палеоморей и палеорусел рек, заключенных в мощной толще непроницаемых глин; установление процессов преобразования органического вещества в углеводороды нефтяного типа в осадках (илах) современных морей и океанов; сходство изотопного состава серы, содержащейся в нефти, и битумной составляющей органического вещества вмещающих пород; наличие в составе нефтей различных химических соединений (азотистых, кислородных, сернистых) биогенного происхождения и сходство изотопного состава углерода нефти и органического вещества. Существенным моментом является сходство изотопных составов углерода и серы, содержащихся в нефтях и органическом веществе вмещающих пород, в то время как изотопные составы этих элементов в разных литолого-стратиграфических комплексах даже в пределах одного региона неодинаковы. Это свидетельствует о различных источниках образования углеводородов в данном регионе. Существует также еще ряд геохимических данных, подтверждающих биогенные источники образования нефти и газа. Процесс образования нефти и газа и формирования их скоплений - залежей, проходит несколько стадий, каждой из которых свойственны определенные палеогеологические, палеогеофизические, палеогеохимические и палеогидрогеологические условия, характеризующие развитие данного региона и земной коры в целом.

В зависимости от условий, в которых накапливается органическое вещество - в основном остатки простейших животных и растительных организмов, происходит его преобразование в сторону формирования ископаемых углей, нефти или газа. Причем из исходного органического вещества сапропелевого типа при прочих благоприятных условиях образуются главным образом нефть и углеводородный газ, из органического вещества гумусового типа генерируется преимущественно газ.

К сапропелевому органическому веществу относятся продукты распада планктона с высоким содержанием липоидов, накапливающегося в морских и озерных илах при преобладании восстановительных или слабо восстановительных условий, к гумусовому - продукты распада целлюлозы и танинов, входящих в состав растительных организмов, в окислительной обстановке, но при ограниченном доступе кислорода.

Неизменным условием образования нефти и углеводородных газов является накопление органического вещества в субаквальной среде с восстановительной анаэробной обстановкой на фоне преимущественного прогибания бассейна седиментации.

Как отмечает Д.Хант (1979 г.), некоторые углеводороды, содержащиеся в нефти, попали в нее из живых организмов в малоизмененном виде, большинство же углеводородов претерпели значительные изменения, и в конечном счете углеводороды нефти в целом намного сложнее по строению, чем таковые в исходном органическом веществе.

Таким образом, современное представление о биогенной теории происхождения нефти и газа сводится к следующему (табл. 1.1).

Таблица 1.1

Углеводороды органического вещества, накапливающегося в осадках в диффузно-рассеянном состоянии, и само органическое вещество испытывают на первой стадии действие главным образом биохимических процессов и микроорганизмов. По мере погружения осадков, с усиле нием действия внутренней химической энергии ОВ и все возрастающего теплового потока земных недр процесс генерации УВ активизируется и они эмигрируют из нефтепродуцирующих толщ в коллекторы (вторая стадия). Под влиянием различных внутренних и внешних источников энергии углеводороды в свободном или растворенном состоянии мигрируют по коллекторам или по трещинам (третья стадия), заполняя ловушки и образуя залежи (четвертая стадия). В зависимости от характера проявления дальнейших тектонических движений и других геологических процессов эти залежи консервируются (пятая стадия) или разрушаются (шестая стадия), рассеиваясь в литосфере или атмосфере. Так завершается полный цикл естественно-исторического процесса генерации, аккумуляции и разрушения скоплений углеводородов, который является частью жизненного цикла углерода В.И. Вернадского.

2. Литологически ограниченные со всех сторон ловушки и условия образования

В земной коре вместилищем для нефти, газа и воды служат породы-коллекторы, заключенные в плохопроницаемые породы. И.О. Брод предложил называть природными резервуарами естественные вместилища для нефти, газа и воды, внутри которых эти флюиды могут циркулировать и форма которых обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохопроницаемыми породами.

Выделяются три основных типа природных резервуаров: пластовые, массивные и литологические ограниченные со всех сторон.

Пластовые резервуары представлены породами-коллекторами, значительно распространенными по площади (сотни и тысячи квадратных километров), характеризующимися небольшой мощностью (от долей метров до десятков метров). Они могут быть сложены как карбонатными, так и терригенными образованиями; часто содержат отдельные линзовидные прослойки непроницаемых пород в толще основного горизонта, что делает их неоднородными по строению как в вертикальном направлении, так и в горизонтальном.

Массивные природные резервуары представляют собой мощную (несколько сот метров) толщу пластов-коллекторов различного или одинакового литологического состава (рис. 2, а). Они бывают сложены терригенными и карбонатными породами. В толще пластов-коллекторов могут быть непроницаемые прослои, однако все пласты проницаемых пород сообщаются, представляя единый природный резервуар. Часто возраст пластов, слагающих массивный природный резервуар, бывает различным. Частным случаем массивного природного резервуара являются ископаемые рифы (рис. 2, б), представляющие Особой захороненные под мощной толщей молодых отложений рифовые постройки.

Рисунок 2 - Массивные природные резервуары, связанные с толщей пластов песчаников (а) и с рифом (б);

1-песчаники; 2 - глины; 3 - известняки; 4 - соль

Природные резервуары, литологически ограниченные, практически со всех сторон окружены непроницаемыми породами. Примером такого природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород. Как правило, большая часть природного резервуара заполнена водой. Это связано с тем, что либо породы природного резервуара первично насыщены седиментациоиными, или, как их еще называют, элизионными ("элизио" - выжимание), водами, либо в их поровое пространство внедрились атмосферные, т.е. инфильтрационные воды. Нефть и природный газ по отношению к седиментационной воде являются более поздними образованиями.

Рисунок 3- Схемы возможных перемещений и экранирования нефти (или газа) в природном резервуаре:

а - в случае литологического экрана; б - в антиклинально изогнутом пласте. 1 - часть природного резервуара, в котором нефть (или газ) экранируется

Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии в природном резервуаре, заполненном водой, стремятся занять в нем самое высокое положение. Они перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие гравитационного эффекта), до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора (подошвы пласта-флюидоупора). Дальнейшее их продвижение по пласту-коллектору происходит только в том случае, если кровля пласта наклонена к горизонту.

Тогда нефть и газ перемещаются преимущественно вверх по наклонному пласту-коллектору вблизи его кровли. Если на их пути встречается препятствие (литологический экран, изменение наклона пласта на обратное), то в этой части природного резервуара, перед препятствием, образуется скопление нефти и газа.

Как видно на рис. 3, нефть (или газ) из точки А (или Б) может переместиться в точку Л, но не может переместиться из точки Л в точку А (или Б). В точке Л нефть (или газ) будет задерживаться (экранироваться), т.е. будет находиться в состоянии относительного покоя. Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их скопление, называется ловушкой. Примеры ловушек в пластовом, массивном и литологическом природных резервуарах показаны на рис.4.

Рисунок 4 - Ловушки нефти и газа в пластовых (А, Б, Г), массивных (Е, Ж) и лито-логических (В, Д) природных резервуарах.

Породы: 1 - терригенные; 2 - хемогенные; 3 - карбонатные; 4 - ловушки; 5 - поверхность стратиграфического несогласия

В пластовых и массивных резервуарах ловушками для нефти и газа являются сводовые изгибы пласта (пластов) (рис. 4, Б, Г, Е) или верхние части рифовых массивов, имеющие, как правило, сводообразную форму (рис. 4, Ж); литологически замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам является ловушкой для нефти и газа (рис. 4,5).

Как видно из рис. 4, объем ловушки Е контролируется не перекрывающим ее пластом ангидритов, а вышележащими глинами. В данном случае ангидриты выполняют роль ложной покрышки: они не могут содержать промышленных скоплений углеводородов (ввиду незначительной емкости), но способны пропускать их (так как в ангидритах имеется система трещин). Ложные покрышки ("полупокрышки") впервые описал Б.В. Филиппов (1963 г.).

По происхождению различают следующие ловушки:

структурные - образованные в результате изгиба слоев (рис. 4, Б, Г, Е) и (или) разрыва их сплошности;

литологические - образованные в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми (рис. 4, В,Д);

рифогенные - сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела (рис. 4, Ж) и последующего его перекрытая непроницаемыми породами.

Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного класса, на долю ловушек иного происхождения (рифогенных, стратиграфических и литологических) приходится немного более 20 %.

Связь нефти и газа с антиклинальными структурами была установлена еще в XIX в. Г.В. Абихом, Г.А. Романовским, А. Уайтом и др. Тогда же была сформулирована антиклинальная теория залегания нефти.

3. Особенности геологического строения надсолевого комплекса Прикаспия

Провинция охватывает территорию одной из крупнейших низменностей мира площадью более 500 тыс. км². Она соответствует глубокой впадине - мегасинеклизе, занимающей юго-восточную, наиболее погруженную часть Русской платформы. Мощность осадочного чехла до 22 км.

Прикаспийский осадочный бассейн связан с одноименной впадиной изометричной формы общей площадью более 600 тыс. км², из которых около 500 тыс. км² относится к Казахстану, а остальная - к Российской Федерации.

Основная площадь бассейна расположена на суше, но его южная часть охватывает северную мелководную зону Каспийского моря преимущественно в Казахстанском секторе. Границами впадины является система крупнейших концентрических глубинных разломов и сопутствующих им разнопорядковых структурных элементов, в том числе надвигового типа, четко прослеживаемых на востоке, юге и юго-востоке впадины. Глубинные разломы фиксируются преимущественно в кристаллическом фундаменте и нижних ярусах осадочного чехла, отражаясь а перекрывающих толщах верхнего палеозоя в виде различного рода уступов, как карбонатных, так и терригенных. Первые развиты главным образом на севере и востоке впадины, а вторые - на юго-востоке.

Рисунок 5 - Прикаспийский осадочный бассейн

Разрез осадочного чехла можно подразделить на четыре мегакомплекса, это: додевонский, девонско-нижнепермский (докунгурский), кунгурско-казанский и мезозой-кайнозойский.

Первые два мегакомплекса образуют подсолевую часть разреза докунгурского палеозоя, которая характеризуется развитием резервуаров различного типа в карбонатных и терригенных породах, а также зональными и локальными флюидоупорами. Наиболее крупные (гигантские) резервуары связаны с карбонатными породами главным образом каменноугольного возраста в пределах внутрибассейновых карбонатных платформ и шельфовых карбонатов (Тенгиз-Каш а ганская, Астраханская, Карашыганакская, Темирская и Жанажольская карбонатные платформы). Площадь развития этих карбонатных платформ не превышает 15% от общей площади впадины, остальная часть которой выполнена терригенными, преимущественно глинисто-аргиллитовыми породами.