Нефтегазоносные и перспективные нефтегазоносные комплексы Беларуси

В платформенном чехле Припятского прогиба выделяются:

· подсолевой терригенный и подсолевой карбонатный нефтеносные комплексы,

· межсолевой и верхнесоленосный нефтеносные комплексы и

· надсолевой возможно нефтегазоносный комплекс.

Подсолевой терригенный нефтеносный комплекс выделяется в обьеме эйфельского и живетского ярусов среднего девона и ланского горизонта нижнефранского подъяруса верхнего девона.

Комплекс сложен терригенными породами, которые служат резервуарами, и глинами, мергелями и ангидритами, которые являются локальными, зональными и региональными флюидоупорами.

Подсолевой карбонатный нефтеносный комплекс выделяется в объеме саргаевского и семилукского горизонтов среднефранского подъяруса, речицкого, воронежского и подсолевой части евлановского горизонта верхнефранского подъяруса верхнего девона.

Резервуарами в подсолевом карбонатном комплексе служат биогермные кавернозные известняки и развитые по ним доломиты семилукского и верхней части саргаевского горизонта, в меньшей степени ‑ известняки и доломиты воронежского горизонта. Надежным региональным флюидоупором для подсолевого комплекса является нижняя соленосная толща

Межсолевой нефтеносный комплекс выделяется в объеме задонского, елецкого и петриковского горизонтов нижнефаменского подъяруса. Он сложен карбонатными отложениями на севере, глинисто-карбонатными в центре и терригенно-карбонатными на юге прогиба. Мощность комплекса изменяется в широких пределах и уменьшается вверх по восстанию тектонических ступеней вплоть до полного выклинивания. В пределах прогиба его мощность в целом уменьшается от 800‑1000 м на севере и юге прогиба в погруженных частях Речицко-Вишанской и Ельско-Наровлянской тектон. ступеней до 200‑300 м в центре.

Основные резервуары в межсолевом нефтеносном комплексе на севере прогиба связаны с органогенными кавернозными известняками и развитыми по ним вторичными доломитами, на юге преимущественно с терригенными породами, депрессионные глинистые разрезы центральных районов впадины не содержат хороших коллекторов в своем разрезе.

Надежн. регионал. флюидоупором для межсолевого нефтеносн. компл – верхняя соленосная толща.

Верхнесоленосный нефтеносный комплекс выделяется в объеме галитовой субформации верхней, фаменской соленосной формации. Галитовая субформация выделяется в объеме семи ритмопачек и в составе боричевских (I, II и III ритмопачки), залесских (IV, V и VI ритмопачки) и низов (VII ритмопачка) найдовских слоев. Верхние части ритмопачек сложены каменной солью. Нижние, базальные части ритмопачек в северной части прогиба сульфатно-карбонатные с пластами водорослевых доломитизированных известняков, образующих местами органогенные постройки типа биостромов. В южной части прогиба разрез базальных горизонтов сульфатно-терригенный с пачками терригенных пород авандельтового типа в боричевских слоях. В центре прогиба базальные горизонты ритмопачек сложены глинистыми известняками, мергелями и глинами, иногда сланцеподобными, битуминозными. Резервуарами служат органогенные известняки биостромов на севере и терригенные породы на юге прогиба. На большей части прогиба галитовая субформация осложнена галокинезом, ее внутренняя структура нарушена, а мощность изменяется от первых десятков метров в межкупольных зонах до 3000 м в соляных массивах.

Надсолевой возможно нефтегазоносный комплекс выделяется в составе полесского горизонта (надсолевой девон). Полесский горизонт сложен глинисто-мергельными (глины, мергели), карбонатными (доломиты, известняки), терригенными (песчаники, алевролиты), сульфатными и туфогенно-осадочными породами. Глинисто-мергельные и карбонатные породы преобладают на западе, терригенные – на юге, туфогенно-осадочные распространены на востоке. Особенностью горизонта является присутствие горючих сланцев в западной части прогиба. Мощности полесских отложений сокращаются от межкупольных зон к сводам поднятий послойно и в результате многочисленных размывов в кровле, при этом в сводах криптодиапировых поднятий полесские отложения отсутствуют, а в межкупольных зонах их мощность достигает 1000 м и больше.

Билет 6

1.Состав и свойства природных газов; их состояние в недрах.

Природные газы – это смеси веществ, находящиеся в нормальных условиях в газообразном состоянии и газы, выделяющиеся из состава природных систем иного агрегатного состояния, например: пластовых вод и нефтей, газовых гидратов, которые находятся в твёрдом состоянии.

Главным компонентом природных газов стратисферы, как правило, является метан. Основными компонентами являются углекислый газ, сероводород и азот. Их содержание может достигать в свободных газах 100 %. В малых концентрациях, в качестве примесей в природных газах присутствуют: гелий, аргон, водород и другие газы.

Состояние газа определяется тремя параметрами: давлением, температурой и плотностью. В качестве стандартных условий при термодинамических расчётах принимают температуру равную 0 °С и давление 0,1 МПа. При прочих расчётах температуру газов принимают равной 20 °С.

Относительная плотность природных углеводородных газов зависит от их молекулярной массы, поэтому у метана она равна – 0,55, этана – 1,04, пропана - 1,5, изо бутана и н -бутана – 2,0.

В общем, плотность газа зависит от его химического состава, молекулярной массы, давления и температуры. Она уменьшается с ростом температуры и растет с повышением давления и молекулярной массы.

Возможность существования газа в пластовых условиях в различных формах определяется термобарическими параметрами, то есть абсолютными значениями и соотношением температуры и давления.

Критическая температура (Т_кр) - это температура, при которой исчезают все различия между жидкостью и её паром и, следовательно, плотность жидкости и пара становится одинаковой. При температуре выше критической вещество может существовать только в газообразном состоянии. В этом случае газ нельзя превратить в жидкость без понижения температуры никаким увеличением давления.

Таким образом, газом называется вещество, находящееся в газообразном состоянии при температуре выше критической, а паром – вещество, находящееся в газообразном состоянии при температуре ниже критической. Следовательно, пар можно превратить в жидкость увеличением давления, а газ – нельзя.

Метан, азот, водород, кислород и инертные газы находятся в недрах при температуре выше критической, поэтому не могут превращаться в жидкое состояние. Пропан, бутан, этан, углекислый газ и сероводород могут находиться в пластовых условиях при температурах ниже критических, что создает возможность превращения их в жидкость. Жидкий углекислый газ обнаружен во включениях в минералах.

Поиск по сайту: