первичные залежи ув формируются за счет

Формирование залежей углеводородов месторождения им. В. Филановского

Бурением (скв. 2Р, 4Р, 6Р) вскрыт разрез мезозойско-кайнозойских карбонатно-терригенных пород максимальной толщиной 1730 м, который представлен образованиями триасовой, юрской, ме­ловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной систем.

В вертикальном раз­резе выделяются три главных тектонических этажа. Нижний структурный этаж (фундамент) представлен интенсивно дислоцированными, в различной степениметаморфизованными геосинклинальными палеозойскими отложениями.

На месторождении выявлены 4 залежи: газоконденсатнонефтяные в келловейском (верхняя юра) и аптском ярусах, газонефтяная в неокомском надъярусе и газоконденсатная в альбском ярусе нижнемеловых отложений.

Все залежи пластового типа, узкие и протяженные с запада на восток. Исключение составляет келловейская и вышезалегающие мелкие залежи в нижнемеловых отложениях, выявленные в восточной части месторождения в небольшом по размерам тектоническом блоке (скв. 6Р).

Основная доля запасов нефти про­мышленного значения приходится на нефтяную залежь неокомского возраста.

Месторождение расположено на территории Скифско-Туранской плат формы, в пределах южного склона морского продолжения кряжа Карпинского в месте контрастно выступающего на общем структурном фоне сообщества узких линейных субширотных складок Широтно-Ракушечной зоны поднятий.

Структурные планы по про­дуктивным пластам имеют подобное (унаследованное) строение.

Вытянутая в субширотном направлении антиклинальная складка, осложнена локальными мелкими куполами. По поверхности неокомских отложений складка по замкнутой изолинии минус 1461,7 м и имеет размеры 38,8 х 5.0 (4,5) км и амплитуду 96 м.

Ранее при минимуме информации для российского сектора акватории и прилегающих территорий была разработана принципиальная схема условий формирования и пространственного размещения залежей УВ 1.

Новые гео­лого-геохимические данные по месторождению позволили восполнить отдель­ные недостающие звенья концепции онтогенеза УВ скоплений северо- западно­го Каспия 5. Проведенный комплекс геохимических исследований УВ (на­сыщенного и ароматического строения) в значительной мере (даже при мини­муме или отрывочной информации) обеспечивает доказательную базу для всех звеньев цепи юрско-меловой генерационно-аккумуляционной системы уста­новленных и прогнозируемых залежей УВ Среднего и Северного Каспия.

Используемые для этой цели результаты интерпретации геолого-геохимических показателей ОВ и УВ, получены в скважинах Ракушечной (1, 2, 4, 6) и сопре­дельных площадей. Наблюдающиеся закономерности в углеводородных соста­вах экстрактов пород и флюидов, а также их степень преобразованности, по ко­торым можно судить о наличии или отсутствии генетической связи между ни­ми, в свою очередь, позволяют трассировать пути миграции и характер пере­распределения УВ в зоне аккумуляции.

Нашло дополнительное подтверждение, что ОВ, захороненное в юрско-меловом терригенном комплексе отложений, имеет региональный доминирую­щий субконтинентальный облик и преимущественно гумусовый тип. Значи­тельная его доля содержится в концентрированном виде (многочисленные фрагменты обуглившихся деревьев и пропластки бурых землистых углей).

Захоронение ОВ происходило главным образом в окислительной обстанов­ке (иногда с признаками сероводородного заражения). Полученные данные по типу и составу ОВ не противоречат раннее сделанным априорным утверждени­ям, что в зоне генерации глубокопогруженные нижне-среднеюрские отложения имеют преимущественно газоматеринский потенциал; подчиненное значение имеет нефтематеринская составляющая суммарного генерационного потенциа­ла пород;

Низкая палео- и современная температура и слабый ката­генез (начальные градации катагенеза, Тмах = 429 °С), указывают на отсутствие условий для реализации углеводородного потенциала юрско-меловых пород на широте ме­сторождения как в прошлом, так и в настоящее время.

Такой вывод подкрепляется и аналитическими данными, указывающих на отсутствие генетической связи захороненного в юрско-меловых отложениях ОВ с УВ в залежах месторождения. Так, углеводородный состава нефтей, в от­личие от ОВ вмещающих пород, формировался в условиях значительного де­фицита кислорода и значительного сернистого заражения; термодинамические параметры УВ нефтей значительно выше аналогичных показателей для ОВ по­род, что также свидетельствует о более жестких термобарическими условиях образования УВ (погруженные зоны Терско-Каспийского прогиба).

Формирование залежей нефти и газа данного миграционного пути проис­ходит в зоне генерации (где по определению все ловушки заполнены УВГ на месте их рождения или на коротких путях миграции), на транзитных путях ми­грации по ступенчатой латерально-вертикальной схеме (залежи формируются; только по трассе миграционного пути), а также в промежуточных и конечных зонах аккумуляции УВ. Месторождение находится в пределах очень крупной промежуточной зоны накопления и переформирования скоплений УВ ранней и поздней генерации.

На первом генерационным этапе материнские отложения по мере прохо­ждения ГЗН с начала верхнемеловой эпохи продуцировали наряду с газом и УВ нефтяного ряда, источником которых служило сапропелевая составляющая ОВ. Нефтегазовые залежи формировались как в зоне генерации, так и на путях ми­грации УВ. В составе последних значительную долю составляли газообразные УВ, что способствовало высокой подвижности нефти и ее продвижению на значительные расстояния. Широтно-Ракушечная зона поднятий стала естест­венным препятствием и крупной зоной нефтегазосбора на пути УВ, движущих­ся с юга от источника генерации по регионально выдержанных пластам- кол­лекторам, в результате чего на данном этапе в ловушках юрских и нижнемело­вых отложений формировались преимущественно нефтяные (нефтегазовые) за­лежи.

Жидкие и газообразные УВ, поступающие в рассматриваемую зону акку­муляции различными путями, генерированы практически генетически близким ОВ, однако дальнейшие процессы миграции, формирования и перераспределения УВ в за­лежах, окислительная обстановка, метаморфизм, взаимодействия с вмещающимипородами и водами вносят существенные изменения в состав нефтей и газов, причем иногда столь значительные, что о первоначальном генетическом типе судить достаточно трудно, но можно. Результаты изучения биомаркеров УВ по морским скважинам, поддержанные геохимическими свидетельствами по физико-химическим свойствам, компонентному и микроэлементному составу нефтей, конденсатов и битумоидов, распределению н-алканов и изопреноидов, позво­ляют назвать в качестве основного источника УВ флюидов нижне-среднеюрские терригенно-карбонатные отложения.

К Широтно- Ракушечной зоне поднятия мигрирующие УВ могут подойти в однофазовом состоянии (УВГ), которые заметно облегчаются на данном отрезке пути миграции (от Хвалынского месторождения). На таком пути оказалась, напри­мер, газоконденсатная залежь в песчаниках юрских отложений месторождения Ю. Корчагина, из которых при испытании скв. 2 Широтной в интервале перфо­рации 1861-1871 м получен фонтанный приток газа дебитом 627 тыс. м3/сут и конденсата дебитом 41 м3/сут.

Подток УВ в пределы месторождения со стороны месторождения Ю.Корчагина исключен по структурным соображениям (глубокий разделяю­щий месторождения прогиб). Наряду с этим, геохимическая характеристика неокомской нефти различна у этих месторождений.

Внедрение поступивших в пределы месторождения газоконденсатных растворов новейшей генерации коренным образом изменили характер нефтега-зоносности нижнемеловых отложений. Газоконденсатные растворы, встречая на своем пути жидкие УВ, создают мультисреды с повышенными миграцион-ными свойствами Струйный поток углеводородной смеси (мультисистемы, в которой доминирует УВГ) с юга по повышенным участкам структурного плана внедряется первоначально в неокомскую нефтяную залежь, частично растворя­ясь в ней в зоне внедрения и устремляется в соответствии рельефом поверхно­сти пласта-коллектора в наиболее приподнятую часть структуры (район скв. 2Р), формируя в пиковой ее части газовую шапку. Залежь таким образом стано­вится нефтегазовой. Нефть меняет свой состав и свойства (особенно в зоне вне­дрения), становится более легкой за счет растворения в ней части УВ посту­пившей мультисистемы. Процессы обновления («омоложения») нефти в запад­ной (скв. 4Р и далее на запад) периферийной части неокомской залежи, гдеотсутствовал подток УВ мультисистемы проходил и продолжает проходить кратно медленнее. Отсюда имеющиеся различия в составе и свойствах нефтей в различных частях залежи. Нефтегазовая залежь в неокомских отложениях вблоке, где пробурена скв. 6 Рак, формировалась за счет самостоятельного пути миграции УВ, в мультисистеме которой оказалось свое собственное соотноше­ние изученных геохимических показателей в составе и свойствах нефти, что отличает их от нефтей в западном блоке (скв. 2Р и 4Р). При этом в восточном блоке газовая составляющая УВ смеси доминирует, в результате чего сформи­ровалась нефтегазокондесатная залежь (с нефтяной оторочкой). От Ракушечного месторождения газ двигался самостоятельно по отложениям альбского возраста в сторо­ну Промысловского месторождения.

Рост значения П/Ф коэффициента, а также закономерное увеличение вверх по разрезу легких бензиновых фракций позволяет предположить, что формирование газоконденсатных залежей происходило за счет массопереноса УВ из нижележащих отложений в условиях интенсивного газового потока, что привело к значительному повышению в ряду изопреноидных углеводородов доли пристана в газоконденсатах. Следу­ет отметить, что генетическая информация, полученная по этому соотношению, наиболее достоверна для равновесных устоявшихся залежей. В тектонически активных зонах, где возможны газовые и газоконденсатные перетоки, повышенные значения отношений П/Ф могут рассматриваться как следствие движе­ния и переноса жидких УВ в газовых растворах, указывая на проводящие свой­ства дизъюнктивных нарушений в моменты их тектонической активации в пре­делах залежи. Переток флюида может осуществляться путем его прорыва через покрышку. Анализ покрышек в меловом разрезе отложений указывает на их ненадежность за счет наличия в них многочисленных песчано-алевролитовых пропластков, в том числе ничтожных по толщине. При прохождении при буре­нии таких интервалов обычно отмечаются высокие и повышенные газопоказания. В целом ука­занное сочетание пород-коллекторов и покрышек различной степени надежно­сти указывает на возможность перетока газообразных УВ вверх по разрезу от­ложений. На это же может указывать закономерное уменьшение для всех зале­жей морских месторождений плотности нефти и газа содержания смолисто- асфальтеновых веществ, а также увеличение бензиновых фракций( Широтная и Раку­шечная площади).

По данным ГИС и испытания, этаж газоносности альбских отложений в скважине 1Р составляет 58 м, вся газоносная толща условно разде­лена на две пачки I и II, геологические суммарные запасы газа в которых соста­вили 96 млрд. мЗ, конденсата 2 млн. т. Аптская газоконденсатная залежь по за­пасам втрое меньше альбской (запасы газа составляют 27 млрд. мЗ, конденсата 719 тыс. т). В целом геологические запасы газа по Ракушечному месторожде­нию составляют 123 млрд. мЗ, конденсата 3 млн.т.

Прогноз фазового состояния углеводородов (УВ) последних приобретает в связи с этим особую актуальность, поскольку позволяет вести направленные поиски новых залежей определенного типа УВ сырья, в зависимости от при­оритетов добывающей компании на нефть или природный газ.

Показана возможность обоснования направленных поисков скоплений УВ определенного фазового состояния.

Источник

Миграция углеводородов, формирование и разрушение залежей

Вслед за образованием углеводородов из ОВ осадочных пород происходит их миграция и аккумуляция в месторождения. Под миграцией понимается перемещение подвижных флюидов углеводородов в горных породах. Условно выделяют две фазы миграции: первичную и вторичную.

Первичной миграцией называется отделение углеводородов от материнской породы и переход их в проницаемый резервуар. И.М. Губкин представлял первичную миграцию как вынос нефти из материнских пород в виде мельчайших капелек. Это крайне трудно себе представить, особенно если речь идет о тонкодисперсных глинистых породах с минимальной проницаемостью и пористостью. Но процесс перемещения углеводородов все же происходит, может в виде водных молекулярных растворов, миццелярных растворов или в виде газовой фазы. (Стр. 202 – 210, Баженова).

Рис. 6.1. Выжимание капли нефти из Рис. 6.2. Схема первичной и вторичной

Важную роль в процессах миграции воды и нефти имеют гидрофильные и (или) гидрофобные свойства играют горных пород. Т.е. явления смачивания и прилипания жидкостей к поверхности частиц.

Образования осадочных пород проходит в водной среде. Коллектор всегда содержит какое то количество воды, которая не допускает контакта мигрирующей или образующейся нефти с частицами породы.

В гидрофильных породах нефть занимает крупные промежутки среди воды и емкость коллектора сильно зависит от капиллярных сил воды и нефти. Поскольку мелкие капилляры в коллекторе занимает еще седиментационная вода, которая препятствует движению нефти в узкие каналы.

В гидрофобной породе (угли, породы с включениями парафина, воска, битумов) вода не смачивает поверхность ее частиц и стремится переместиться в более широкую часть пор. Нефть занимает узкие поры, вытесняя из них воду, обволакивая частицы породы. Миграция ее сильно затруднена или может происходить только в результате сжатия породы.

Н.Б. Вассоевич выделяет следующие стадии уплотнения и отжатия флюидов из осадка и породы:

1) свободное уплотнение при погружении до 250 м;

Главным фактором уплотнения является геостатическая нагрузка, т.е. давление веса вышележащих слоев

Седиментационная вода не только движется через пески, но взаимодействует с ними: растворяет кремнезем, осаждает его в пустотах, образует зерна вторичного кварца, доломита, кальцита и других цементирующих веществ. В результате пористость песков уменьшается. Ниже 2,5-3 км движение вод затруднено, что нередко приводит к возникновению аномально высоких пластовых давлений (АВПД).

Вторичной миграцией называется движение углеводородов по проницаемым толщам и пластам в сторону ловушек. Основными причинами вторичной миграции являются гравитационные силы всплывания (архимедова сила) более легкой нефти в воде, капиллярные силы гидродинамический, геохимический (разная минерализация подземных вод), геотермический, (разница температур) напоры воды и геодинамический переток. В осадочном бассейне по эти силы объединяются.

Рис. 6.3. Изменение формы капли при сужении порового канала (по О.К. Баженовой и др.)

Рис. 6.4. Схема размещения залежей нефти и газа согласно принципу дифференциального улавливания углеводородов (по У. Гассоу (канадский геолог) и С.П.Максимову).

Смена первичной миграции вторичной происходит последовательно и практически непрерывно; в процессе погружения осадочных толщ и прохождения ими через зоны генерации осуществляется последовательное отщепление все новых и новых «порций» углеводородов и их движение через эти толщи. Углеводороды, выделяющиеся из материнских пород в коллектор, объединяются в струйки, (гипотеза струйной миграции нефти В.П. Савченко) которые, сливаясь в потоки, движущиеся по своим каналам

Направление вторичной миграции преимущественно по восстанию проницаемых пластов и пачек (горизонтальная миграция, латеральная). Переход из одной проницаемой толщи в другую осуществляется по разломам, зонам трещиноватости, поверхностям литологического наслоения и стратиграфическим несогласиям (вертикальная миграция).

Рис. 6.5. Направления миграции УВ (по О.К. Баженовой и др.)

1 – скопление УВ, 2 – порода-коллектор, 3 – порода-флюидоупор, 4 – граница стратиграфического несогласия, 5 – тектоническое нарушение.

Не случайно наиболее крупные скопления нефти и газа образуются внутри толщ, состоящих из переслаивающихся и замещающих друг друга по простиранию глинистых, и песчаных пачек, а также внутри известняков, доломитов, приобретающих в катагенезе вторичную трещинную пористость.

Процесс аккумуляции тесно связан с дифференциацией углеводородов в ловушке, а также и на путях миграции. Время и последовательность аккумуляции определяется, прежде всего, тектоническим строением региона, формой и генезисом ловушек. В одинаковых термодинамических условиях раньше всего углеводороды заполняют литологические ловушки, затем стратиграфически- и тектонически- экранированные.

Однозначно определенных данных о дальности миграции не имеется. Дальность миграции определяется от наиболее прогнутой части бассейна, т.е. очага максимальной генерации до ближайших ловушек на бортах бассейна. Расстояния при этом могут достигать десятков километров.

Переформирование залежей в процессе миграции происходит непрерывно.

О значительных масштабах миграции нефти за длительный срок свидетельствуют крупные скопления битумов в виде нефтяных песков, асфальтовых «озер». Крупнейшие скопления битумов известны в Канаде (Атабаска), в Венесуэле (пояс Ориноко), в Сибири (Оленёк) и других местах. Для образования столь громадных скоплений окисленной, преобразованной нефти нужно еще более грандиозное количество мигрирующей нефти.

Скорость перемещения флюидов гидрогеологи оценивают как невысокую – от единиц до десятков сантиметров в год.

По серии экспериментов Л. Каталана по миграции нефти в водонасыщенном песке получились скорости 110 000 – 430 000 км/млн. лет.

По расчетам С.Г. Неручева скорость в зависимости от условий может колебаться от 0,34 до 27 600 км в млн. лет.

В реальных геологических условиях скорости существенно изменяются в зависимости от тектонических, литологических, гидрогеологических и других условий. В спокойных платформенных условиях скорость движения флюида значительно ниже, чем в геосинклинальных областях.

По расстояниям движения (масштабам) миграция может быть:

— региональной, контролируемой размещением зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления;

— локальной, контролируемой отдельными структурами дизъюнктивной тектоникой, литологическими и стратиграфическими экранами.

В процессе миграции углеводороды испытывают изменения и миграционные потери. Часть нефти адсорбируется, часть идет на преобразование минеральных веществ. Газ растворяется в воде и выходит на поверхность в виде источников. В некоторых складчатых сооружениях, например Баку и Берингово море расход газа составляет десятки и тысячи кубометров в сутки.

Миграционные процессы очень сложны и многолики. Их классификация представлена в таблице.

Источник

Миграция нефти и газа в земной коре. Формирование и разрушение скоплений углеводродов. Закономерности размещения скоплений нефти и газа

Под миграцией нефти и газа понимают перемещение и в осадочной оболочке. Путями миграции служат поры и трещин в горных породах, а также поверхности наслоений, разрывных нарушений и стратиграфических несогласий, по которым нефть и газ не только мигрируют в земной коре, но и могут выходить па поверхность.

Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта, а также возможно перемещение УВ из одного пласта (толщи) в другой.

По отношению к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из по­род, в которых они образовались (нефтегазопредуцировавших) в коллекторы, называют первичной миграцией. Миграцию нефти и газа вне материнских пород называют вторичной миграцией.

Уплотнеие пород (под влянием вышележащих толщ, а также тектонических процессов в меньшей степени и отжатие седиментационных вод с растворенными УВ).

Увеличение давления газов (под влиянием прогибания бассейна и уменьшения порового пространства происходит растворение нефти в газах и растрескивание пород, поэтому происходит первичная миграция).

Всплывание нефти и газа (чем больше наклон пласта и разница плотностей УВ и воды, тем интенсивнее всплывание).

Гидравлический фактор (при движении подземных вод облегчается всплывание нефти и газа в водонасыщенной среде, а также способствует перемещению УВ как в растворенном, так и в свободном состоянии).

Капиллярные силы (т.к. вода лучше смачивает породы, чем нефть силы поверхностного натяжения между породой и водой будут больше, чем между породой и нефтью – этим объясняется явление вытеснения нефти водой из мелких пор в крупные).

Упругие силы флюидов (вода сжимается меньше, чем нефть, поэтому она будет оказывать давление на нефть и способствовать растворению в ней газа и понижению ее вязкости и плотности, что увеличивает подвижность нефти).

Диффузия (подразумевает взаимное проникновение молекул одного вещества в другое вследствие разности концентрации и стремления выровнять их).

Коэффициенты расширения пород и заключенных в них флюидов при повышении температуры в результате погружения.

В природных условиях миграция УВ обуславливается всем комплексом факторов, которые действуют одновременно или последовательно в зависимости от конкретных геологических и термобарических условий.

Формирование скоплений УВ

При формировании первичных залежей когда первичная миграция завершилась и УВ отжаты из пелитовых пород в породы-коллекторы дно бассейна редко имеет горизонтальное положение. Первичный уклон дна бассейна обуславливает миграцию УВ пласту-коллектору. Внутрирезервуарная миграция усиливается, когда слои увеличивают свой уклон тектоническими процессами, что приведит к увеличению силы плавучести УВ.

УВ могут находиться в свободном или растворенном в воде состоянии. Воды с растворенными УВ, перемещаясь из глубоких впадин (зон нефтегазообразования) к ее бортам (зонам нефтегазонакопления), теряют часть растворенных УВ вследствие снижения температуры и пластового давления. Выделившиеся и находящиеся в свободном состоянии УВ при наличии ловушек могут образовать промышленные скопления нефти и (или) газа. Выделению растворенных в подземных водах УВ способствуют и другие факторы. При разгрузке подземных вод через флюидоупоры происходит повышение минерализации вод, что обуславливает резкое снижение растворимости УВ в водах.

Струйная миграция УВ свободном состоянии происходит, когда капли нефти или пузырьки газа, объединяясь образуют струи, которые стремятся к приподнятому участку природного резервуара. Если на пути мигрирущих УВ окажутся ловушки, то может сформироваться локальное скопление нефти и (или) газа.

Если при формировании первичных залежей основную роль играет внутрирезервуарная (латеральная) миграция, то вторичные залежи образуются в результате вертикальной (межформационной) миграции УВ из нефтегазоматеринских свит в нефтегазосодержащие отложения другого стратиграфического комплекса.

Путями, благоприятными для перетока УВ из одних стратиграфических комплексов в другие, являются проводящие нарушения, микро- и макротрещины, поверхности стратиграфических несогласий, аппараты грязевых вулканов и т.д. Формирование залежей может происходить ступенчато при сочетании горизонтальной и вертикальной миграции в различных частях разреза.

В платформенных условиях, где отложения почти не развиты залежи образуются в результате внутрирезервуарной (латеральной) миграции УВ.

В геосинклиналях и передовых прогибах с развитием нарушений, грязевых вулканов формирование скоплений УВ происходит за счет вертикальной миграции.

При формировании вторичных залежей нефти и газа также играет прорыв УВ через слабопроницаемые покрышки из-за избыточного давления, вследствие различия в плотности флюидов. В верхних горизонтах образуются скопления газа, дальше вниз по разрезу газонефтяные и нефтяные.

При ступенчатом расположении структурных ловушек:

Если УВ мигрируют в свободном состоянии в виде струи нефти и газа. Обязательное условие – давление насыщения газа больше пластового давления. Струя газа опережает струю нефти и занимает наиболее погруженную первую на пути миграции ловушку. Ловушка, заполненная газом, не может принимать нефть и поэтому следующая ловушка будет аккумулировать газ и нефть, а затем только нефть.

Если миграция УВ происходит в растворенном состоянии. Обязательное условие – давление насыщения нефти газом меньше пластового давления. При движении растворов снижение давления и температуры способствует выделению из раствора нефти и газа в свободное состояние. Так как жидкие УВ растворяются хуже, чем газообразные, первой из раствора выделится нефть и заполнит нижнюю ловушку. По мере снижения пластовых давлений и температуры в следующих ловушках будет аккумулироваться нефть и газ, а еще выше только газ.

Разрушение залежей нефти и газа

Процессы формирования и разрушения скоплений УВ нередко протекают одновременно. Некоторые факторы, вначале обуславливающие формирование залежей УВ со временем играют отрицательную рол, приводя к их разрушению.

Факторы разрушения скоплений нефти и газа :

Тектонические движения (при усилении приводят к эрозии нефтегазосодержащих комплексов).

Диффузионные процессы (действуют в направлении рассеивания УВ, в особенности газа).

Раскрытие ловушек, разрывные нарушения и эрозионные процессы (вследствие подвижек УВ, перемещаясь по слоям, выйдут на поверхность, что приводет к образованию асфальтов (битумов), окисления и испарения легких фракций УВ).

Геохимические процессы (протекают в зоне ВНК и ГВК, приводят к окислению УВ, образуя скопления свободной серы).

Гидродинамическая активность подземных вод (вымывание УВ из малоамплитудных и слабовыраженных ловушек).

Растворение УВ в подземных водах (на элизионном этапе воды способствуют аккумуляции УВ в ловушках, а на инфильтрационном этапе вытесняют УВ из залежи).

Действие процесса метоморфизма (с погружением толщи на глубину происходит уплотнение пород, разделение нефтей на газ и твердые вещества; далее газы с увеличением температуры разделяется на углерод и водород).

Закономерности размещения скоплений нефти и газа

Наиболее крупные нефтяные и газовые местоскопления приурочены к платформенным областям и предгорным прогибам (Саудовская Аравия, Ирак, Кувейт), а также в местоскоплениях межгорных впадин (впадины Альпийского заложения).

Скопления нефти и газа в земной коре встречаются почти во всех отложениях от кембрийских до неогеновых включительно, а в ряде случаев даже в четвертичных.

Анализ запасов УВ по глубинам показал,что максимальные запасы нефти и газа сосредоточены на глубинах от 1 до 3 км. Резкое сокращение величины разведанных запасов на глубинах свыше 3 км объясняется недостаточной изученностью.

Анализ прогнозных ресурсов показал, что почти везде промышленные скопления нефти и газа приурочены к осадочным породам – более 99% нефти и газа добыто из осадочных толщ и всего 0,1% из кристаллических пород.

Источник