КРАТКИЕ ВЫВОДЫ



Предыдущая | Следующая

Содержание

КРАТКИЕ ВЫВОДЫ

1.    В 1971 г. средняя глубина залежей на известных гигантских месторождениях с запасами извлекаемой нефти >70 млн. т составляла примерно 2130 м. В классических бассейнах на границе платформ и складчатых областей около 2/з гигантских месторождений находится на пологих бортах бассейнов. Гигантские месторождения содержат около 85 % мировых запасов.

2.    Созревание нефти в материнских отложениях и в коллекторах приводит к постепенному уменьшению с глубиной числа нефтяных и увеличению числа газовых месторождений. Ниже глубины 3700—4300 м менее природных резервуаров содержат нефть, а ниже глубины 6100 м почти все резервуары содержат газ.

3.    Термодинамические расчеты позволили установить, что я-парафины являются наиболее устойчивыми углеводородами в газовой фазе при температурах, характерных для осадочных бассейнов. Их стабильность увеличивается с уменьшением числа атомов углерода в молекуле; наиболее устойчив метан.

4.    Считается, что при созревании нефти в природном резервуаре происходит несколько реакций диспропорционирования водорода и крекинга, при которых крупные молекулы отдают водород, что приводит к увеличению содержания низкомолекулярных парафинов. Крупные молекулы конденсируются в поли-циклические ароматические углеводороды, которые в конечном счете образуют в природном резервуаре асфальтиты или пиро-битумы.

5.    Термическое созревание в природном резервуаре приводит к тому, что с глубиной плотность нефтей уменьшается на

0,005 г/см3 (увеличивается на 1° API) на каждые 60—120 м. При созревании в природном резервуаре происходит расщепление углеводородов, содержащих более 20 атомов углерода, на более мелкие молекулы, которые становятся частью бензиновой фракции.

6.    Нижняя граница распространения нефти может колебаться по глубине между 1700 и 7600 м в зависимости от геотермического градиента, темпа осадконакопления и времени нефтеобразования. В большинстве бассейнов нижняя граница распространения газа связана либо с уменьшением пористости резервуара, либо с химической деструкцией углеводородов или их миграцией в менее глубокие горизонты.

7.    При созревании нефтей процентное содержание нафтенов-уменьшается по отношению к суммарному содержанию парафинов и ароматических углеводородов, причем уменьшается содержание тетра-, пента- и гексациклических нафтенов при увеличении содержания моноциклических нафтенов. Уменьшение содержания стеранов и тритерпанов в процессе созревания приводит к заметному уменьшению оптической активности нефти.

8.    Бактерии вызывают деградацию нефти, окисляя углеводороды. Бактериальная деградация нефти может происходить, если температура в природном резервуаре не превышает ~80°С, при наличии кислорода, следов неорганических питательных веществ и воды. Анаэробные сульфатредуцирующие бактерии могут воздействовать на нефть подобно аэробным, но для этого требуется больше времени. Было подсчитано, что 10 % мировых запасов нефти было изменено микробами.

9.    Асфальтовые коры в районе высачивания нефти на поверхность, а также зоны окисленной нефти на разделе нефть—вода, где имеется контакт с атмосферными водами, образуются вследствие совместного действия вымывания водой, загустевания, химического и микробного окисления.

10.    Лабораторные эксперименты показали, что нефть, подверженная физическому и химическому изменению и биодеградации, не может быть преобразована в нормальную нефть при термическом созревании в природном резервуаре без добавления парафинов из материнских пластов.

11.    С помощью лабораторных экспериментов установлено, что как сульфаты, так и элементная сера в присутствии H2S способны окислять углеводороды, в том числе и метан.

12.    При изучении изотопов серы установлено, что значительная доля соединений органической серы в зрелых палеозойских нефтях Вайоминга образовалась за счет серы растворенных в пластовых водах сульфатов после формирования залежи.

13.    Разработан метод определения возраста нефти в природном резервуаре, основанный на отношении содержания нафтенов к суммарному содержанию парафинов и ароматических углеводородов в бензиновой фракции и на отношении три- и тетрацик-лических нафтенов к моноциклическим нафтенам во фракции С15+.

14.    Пиробитумы и асфальтены отличаются от углей более высоким отношением (N + S)/0 и обычно более высоким содержанием ванадия и никеля.

ДОПОЛНИТЕЛЬНАЯ ЛИТЕРАТУРА

Andreev P. F„ Bogomolov A. /., Dobryanskii A. F., Kartsev A. A. Transformation of petroleum in nature. London: Pergamon Press, 466 p., 1968. Levorseti A. I. Geology of petroleum: The reservoir and reservoir dynamics.

pp. 47—494. San Francisco: W. H. Freeman, 724 p., 1967.

Van Nes K., Van Westen H. A. Aspects of the constitution of mineral oil?: Genesis of mineral oils. pp. 14—66. New York: Elsevier, 484 p., 1951.

Содержание