Главная фаза - нефтеобразование
Cтраница 2
ГЛАВНАЯ ЗОНА НЕФТЕОБРАЗО-ВАНИЯ ( ГЗН) - глубинно-катагене-тическая зона в разрезе нефтегазоносного бассейна, в которой проявляется главная фаза нефтеобразования. Во всех бассейнах ГЗН приурочена к градациям катагенеза РОВ от конца ПКз ( Б3) до конца МК2 ( Г) или до начала МКз ( Ж) включительно. В зависимости от строения бассейна, его геотермического режима, типа РОВ и др. факторов ГЗН фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах от 2 - 3 км в платформенных областях до 3 - 6 км в глубоких впадинах и альпийских прогибах. Используя эти данные, можно по па-леотектоническим реконструкциям восстановить пространственное положение ГЗН для любого этапа развития бассейна. [16]
ГЛАВНАЯ ЗОНА НЕФТЕОБРАЗО-ВАНИЯ ( ГЗН) - глубинно-катагене-тическая зона в разрезе нефтегазоносного бассейна, в которой проявляется главная фаза нефтеобразования. Во всех бассейнах ГЗН приурочена к градациям катагенеза РОВ от конца ПКз ( Б3) до конца МКг ( Г) или до начала МКз ( Ж) включительно. В зависимости от строения бассейна, его геотермического режима, типа РОВ и др. факторов ГЗН фиксируется на последнем этапе погружения осадков на глубинах от 2 - 3 км в платформенных областях до 3 - 6 км в глубоких впадинах и альпийских прогибах. Используя эти данные, можно по па-леотектоническим реконструкциям восстановить пространственное положение ГЗН для любого этапа развития бассейна. [17]
В ходе катагенетического преобразования РОВ образуются жидкие и газообразные УВ, причем их генерация происходит не равномерно, а с четко выраженными максимумами, которые принято называть главными фазами нефтеобразования ( на градациях MKi - MK2) и газообразования ( на градациях МКз-AKi) - В результате восходящей миграции ( латеральной миграции по восстанию пластов и вертикальной миграции поперек па-пластования) нефть и газ перемещаются из зон генерации в зону с оптимальными свойствами коллекторов и покрышек. [18]
Высокая температура гидротерм активизирует процессы образования микронефти на всех уровнях геологического разреза осадочных отложений в зонах, прилегающих к каналу внедрения ( как правило, зоны разломов), т.е. главная фаза нефтеобразования в течение длительного времени может существовать по всему разрезу осадочных отложений, где создаются оптимальные для этого процесса температурные условия. [19]
Прогноз катагенетической преобразованности ОВ ( рис. 115) показывает, что нижне-среднеюрские отложения Среднего Каспия практически везде, за исключением наиболее глубокой области Сулакской впадины, областей Карабогазского и Песчаномысско-Ракушечного сводов, соответствуют стадиям МК2 и МК3 ( главная фаза нефтеобразования) и могут рассматриваться в качестве главного нефтематеринского комплекса. [20]
Рассмотренные материалы свидетельствуют о том, что образование всех основных классов углеводородов природных нефтей частично обусловлено процессом биосинтеза углеводородов в живом веществе, но главным образом - термическим или термокаталитическим превращением липидного материала биогенного сапропелевого органического вещества осадочных пород в зоне катагенеза при проявлении главной фазы нефтеобразования. [21]
В зоне поддвига, на участке перед горячей частью литосферной плиты происходит дальнейшее и ускоренное преобразование осадков вместе с органическим веществом за время порядка 1 - 2 млн лет при постепенно меняющейся температуре от нескольких десятков до 400 - 500 С. Сравнительно малое время главной фазы нефтеобразования компенсируется повышенной температурой, господствующей в зоне субдукций. По своим следствиям эти условия адекватны тем, которые наблюдаются в осадочных бассейнах континентальных платформ, где время развития диагенеза насчитывает сотни миллионов лет, зато температура не превышает 80 - 100 С. [22]
 |
Схема изменения содержания газа в нефтях валанжин-готеривского нефтеносного комплекса ( составили И.В. Гончаров, Н.К. Винокурова. Условные обозначения на 34, 38 и 40. [23] |
Тюменской области прошли главную фазу нефтеобразования и активно вступили в главную фазу газообразования. Генерировавшаяся ранее нефть затем была оттеснена образовавшимся газом из северных районов в Широтном Приобье. [24]
Главная фаза нефтеобразования завершается по мере расходования той части органического вещества, которая способна генерировать углеводороды и другие составные части нефти. Нефтематеринские породы, прошедшие главную фазу нефтеобразования, могут погружаться и на большую глубину, но основная масса образовавшейся нефти будет концентрироваться на определенном гипсометрическом уровне. [25]
Вассоевичу, наиболее благоприятны для нефтеобразования давления 15 - 45 МПа ( 150 - 450 кг / см2) и температуры 60 - 150 С, которые существуют на глубинах 1 5 - 5 км. Именно на этих глубинах происходит так называемая главная фаза нефтеобразования. [26]
Одним из важнейших факторов превращения органического вещества донных отложений в нефть является температура. В настоящее время можно считать установленным, что главной фазе нефтеобразования отвечает температура от 60 до 120 С. В океанских - осадках температуры, соответствующие главной фазе, достигаются при мощностях осадочной толщи более 1500 м с максимальными значениями в интервале от 2 до 3 км. Такие мощности, как отмечалось ранее, имеют место только в зонах ЛС-1 и ЛС-2. Меняется также окраска керогена, меняется его состав в сторону роста обуг-лероженности и др. На стадии геохимической зрелости содержание битумоидов в отложениях достигает максимума, а в их составе углеводороды являются преобладающей фракцией. [27]
По мнению С. Г. Неручева, Н. Б. Вассоевича, Н. В. Лопатина [3], главная фаза нефтеобразования в отложениях с сапропелевым ОВ соответствует этапам катагенеза ПК3, МК, МК2, МК3, которые протекают при температуре 80 - 150 С. Ниже, в таблице, приведены данные по расчету уровня катагенеза ОВ нижней части девонских отложений. [28]
Однако искусственное старение ( созревание) керогена и осуществление главной фазы нефтеобразования в лабораторных условиях п своим результатам заметно отличны от процессов, проходящих в земной коре. Дело в том, что деструкция керогеновой матрицы и образование углеводородов требуют ( в условиях лаборатории) значительно более высоких температур, поэтому при искусственном пиролизе керогена приходится прибегать к нагреву до 400 С и выше, в то время как процессы нефтеобразования в земной коре происходят при 130 - 150 С, но длятся, вероятно, многие миллионы лет. В общем состав высокотемпературного пиролиза керогена несколько напоминает состав продуктов пиролиза некоторых сланцев. В то же время при длительном низкотемпературном нагреве керогена углеводороды образуются постепенно. [29]
В формировании и сохранении газоконденсатных залежей важная роль принадлежит фактору времени. Время формирования ретроградной газовой фазы в нефтегазообразующей толще совпадает с главной фазой нефтеобразования, но отличается более значительной продолжительностью. От продолжительности нахождения нефти и газа в состоянии вторичной миграции зависит возможность насыщения ( или разгрузки) ретроградной газовой фазы высококипящими компонентами. [30]
Страницы: 1 2 3