Subordonații lui Miller pierd miliarde în arbitraj. Companiile miniere ale monopolului de stat merg în masă în instanță

Structurile „Gazprom” și-au acuzat antreprenorii de îmbogățire ilegală pe șantierele monopolului de gaze din districtul autonom Yamalo-Nenets. Costul creanțelor împotriva companiilor de servicii, conform companiei de stat, este de aproximativ 1 miliard de ruble. Peste o duzină de procese au fost intentate împotriva Stroygazconsulting LLC și Gazprom Burenie LLC. Reprezentanții activelor Gazprom subliniază că companiile de servicii de gaze au reușit să economisească semnificativ pe parcursul lucrărilor și au cerut de la antreprenori cel puțin jumătate din încasări. Potrivit Gazprom Dobycha Nadym, antreprenorul a câștigat peste 980 de milioane de ruble pentru dezvoltarea câmpurilor Bovanenkovskoye și Kharasaveyskoye numai pe piatră zdrobită. Totodată, filialele Gazprom au încercat să închidă accesul publicului procedurile de conflict, făcând referire la secrete comerciale în declarațiile lor. Între timp, tribunalele de arbitraj din mai multe regiuni s-au alăturat constant de către inculpați, refuzând să alimenteze bugetele Gazprom prin economisirea contractelor, iar întreprinderile miniere ale companiei de stat au rămas fără miliarde de ruble.

Filialele PJSC Gazprom s-au implicat în litigii pentru sute de milioane de ruble cu un antreprenor major pentru monopolul gazelor, Stroygazconsulting LLC, care a lucrat la unitățile din districtul autonom Yamalo-Nenets. Astfel, instanțele de arbitraj sunt acum revendicări ale Gazprom Dobycha Nadym, Gazprom Dobycha Urengoy și Gazprom Dobycha Yamburg (100% din toți fondatorii sunt PJSC Gazprom), în care companiile insistă asupra îmbogățirii pe nedrept a partenerilor lor.

Câmpul Bovanenkovskoye
Foto: gazprom.ru

Cele mai mari revendicări împotriva OOO Stroygazconsulting (Sankt Petersburg) au fost făcute de OOO Gazprom dobycha Nadym, cerând să colecteze 982,7 milioane de ruble de la organizație. După cum reiese din materialele Curții de Arbitraj din Sankt Petersburg și Regiunea Leningrad, activul minier al Gazprom a încheiat un acord cu antreprenorul încă din 2006, conform căruia acesta „pe propriul risc și pe cheltuiala sa. sau fonduri împrumutate” trebuie să efectueze lucrări de construcție ca parte a aranjamentului câmpurilor de condensat de gaze Bovanenkovskoye și Kharasaveyskoye din Yamalo-Nenets Autonomous Okrug.

Ulterior, după cum se menționează în cauză, munca Stroygazconsulting la unități a fost acceptată de client în totalitate și fără obiecții. Dar mai târziu, managerii Gazprom Dobycha Nadym au considerat că au plătit în plus compania și au făcut pretenții de milioane de dolari către constructori. Avocații Gazprom au subliniat că, ca urmare a abaterilor costului real al pietrei zdrobite de la prețul contabilizat în actele formularului KS-2 pentru perioada august 2014 până în martie 2016, a apărut o îmbogățire fără justă cauză sub formă de economii în suma de peste 982 milioane de ruble. Activul minier a cerut returnarea acestor fonduri, dar a fost refuzat de către antreprenor, ceea ce a devenit baza procedurilor.

Instanța nu a fost însă de acord cu argumentele companiei Yamal, arătând că acordul încheiat nu prevedea condițiile și procedura de repartizare a economiilor. În plus, tribunalul de arbitraj, referindu-se la articolul 710 din Codul civil al Federației Ruse, a reținut că antreprenorul își păstrează dreptul de a plăti pentru lucrare la prețul specificat în contract, cu excepția cazului în care clientul dovedește că economiile au afectat calitatea. a muncii prestate. Pe baza acestui fapt, instanța a refuzat să colecteze fonduri de la Stroygazconsulting LLC.

Rețineți că Gazprom Dobycha Nadym a încercat să conteste această decizie în următoarea instanță, dar Curtea a XIII-a de Arbitraj a emis o altă decizie în favoarea antreprenorului cu o zi înainte. Pe lângă cererea de 982 de milioane, Gazprom Dobycha Nadym a inițiat și alte proceduri cu Stroygazconsulting, în care a cerut recuperarea a 16,3, respectiv 52,2 milioane de ruble. Unul dintre ei s-a ocupat și de îmbogățirea fără justă cauză, iar activul minier a insistat că „jumătate din economiile primite de antreprenorul general se datorează clientului”. Momentan, ambele proceduri sunt pe rolul instanțelor de judecată, iar o decizie cu privire la acestea nu a fost încă luată.

De remarcat mai ales că filialele Gazprom au încercat să închidă instanțele de la un public larg, referindu-se la faptul că cererile depuse ar conține secrete comerciale, iar într-o serie de cazuri au reușit. În special, într-o ședință închisă, au fost luate în considerare pretenții împotriva Stroygazconsulting de la Gazprom Dobycha Urengoy, care a cerut să colecteze peste 92,3 milioane de ruble de la companie. În momentul de față, se știe doar că Curtea de Arbitraj din Sankt Petersburg și Regiunea Leningrad, ca și în cazul Gazprom Dobycha Nadym, a refuzat compania de stat, iar acum a încercat să conteste această decizie în apel.

Gazprom dobycha Yamburg a făcut și pretenții colosale împotriva Stroygazconsulting, inițiind trei dosare în care a încercat să încaseze peste 1,1 miliarde de ruble în total. Potrivit Curții de Arbitraj de la Moscova, în special, vorbim despre munca antreprenorului la zăcământul de condensat de petrol și gaze Yamburgskoye din Yamal.

„În cursul unui audit intern și analiză a lucrărilor acceptate pe șantier“ Conectarea puțurilor suplimentare în zăcămintele din Cretacicul inferior al zăcământului de condensat de petrol și gaze Yamburgskoye ”efectuat în 2014, reclamantul a constatat că, atunci când a efectuat lucrări la la transportul solului pentru construirea drumurilor către grupuri suplimentare de puțuri, pârâta a folosit utilaje mai puternice decât cele prevăzute de documentația de deviz.<…>Calculul a arătat că utilizarea autobasculantelor cu o capacitate de transport de până la 30 de tone a dus la scăderea costului de transport a 1 tonă de marfă.<…>Modificarea puterii echipamentului a dus la o abatere în calculul costului lucrării acceptate, conform calculelor estimate, care nu corespund costurilor efective. Astfel, reclamantul arată că pârâtul s-a îmbogățit în mod nejustificat în sumă de 355,8 milioane de euro”, au spus avocații „Gazprom”.

Rețineți că în toate cele trei cazuri, Gazprom Dobycha Yamburg nu a putut să-și apere pozițiile. Compania a pierdut unul din trei cazuri, iar în celelalte două în această lună a refuzat complet plângerile în casație.

Este de remarcat că acestea nu sunt deloc toate conflictele în care structurile monopolului gazelor încearcă să recupereze de la antreprenori îmbogățirea pretins nejustificată. Districtul Federal Pravda Ural a raportat deja în detaliu despre navele PJSC Gazprom și Gazprom Dobycha Urengoy cu OOO Gazprom Burenie (fondatori: Igor și Boris Rotenberg, precum și Alexander Zamyatin). Numai în cadrul a două cazuri contractantului i s-au prezentat creanțe în valoare de peste 400 de milioane de ruble. În special, au vorbit despre lucrările pe amplasamentul experimental al zăcămintelor Achimov din câmpul de condensat de petrol și gaze Urengoyskoye (Yamalo-Nenets Autonomous Okrug).

Pe lângă revendicările deja descrise mai sus, anul trecut structurile „Gazprom” au inițiat cel puțin trei proceduri cu bunurile soților Rotenberg. Gazprom Dobycha Urengoy a cerut recuperarea a 203,6 milioane (pierdute în primă instanță, acum pretențiile sunt luate în considerare în recurs). În plus, Gazprom Dobycha Yamburg a anunțat și îmbogățirea pe nedrept a oligarhilor, depunând pretenții pentru 57,8 și 67,5 milioane de ruble. Cu toate acestea, monopolul gazelor a pierdut instanțele în ambele cazuri.

Conform compoziției litologice, există două tipuri principale de rezervoare - terigen (nisipos-limios) și carbonat. În plus, există rezervoare asociate cu roci vulcanico-sedimentare, argiloase și rare-cristaline.

Rezervoare terigene ocupă locul principal printre altele: 58% din rezervele dovedite de petrol ale lumii și 77% din gaze sunt asociate acestora. Este suficient să spunem că într-un bazin atât de unic precum cel din Siberia de Vest, practic toate rezervele de gaz și petrol sunt situate în rezervoare terigene, detritice. Rezervoarele terigene litologic (nisipuri, gresii, siltstones) se caracterizează prin granulometrie - dimensiunea granulelor.

Proprietățile de filtrare la rezervor ale depozitelor terigene sunt foarte diferite. Porozitatea rezervoarelor nisipoase purtătoare de petrol este în medie de 15-20%, permeabilitatea este de obicei în zecimi și sutimi, rareori unități de micrometri pătrați (μm 2).

Proprietățile rezervorului rocilor terigene sunt determinate de structura spațiului porilor, porozitatea intergranulară. Mineralele argiloase, în general conținutul de argilă, afectează proprietățile rezervorului.

Colectori de carbonat ca importanţă ocupă locul doi. Acestea sunt asociate cu 42% din rezervele mondiale de petrol și 23% din rezervele de gaze.

Rezervoarele de carbonat sunt fundamental diferite de cele terigene prin faptul că, în primul rând, conțin doar două minerale principale care formează roci - calcit și dolomit. În al doilea rând, în rezervoarele de carbonat, filtrarea petrolului și a gazelor este cauzată în principal de fisuri și caverne. Principalele procese care formează spațiul gol în carbonați sunt asociate fie cu acumularea biogenă, fie cu leșierea și formarea carstică, fie cu solicitări tectonice care au condus la formarea unei rețele dezvoltate de fisuri, microfisuri etc.

Cele mai mari zăcăminte situate în bazinul Golfului Persic, în multe bazine purtătoare de petrol și gaze din SUA și Canada, din bazinul Caspic sunt asociate cu rezervoare de carbonat.

Colectionari găsite în rocile vulcanice și vulcanico-sedimentare. Sunt reprezentate de roci efuzive (lave, piatră ponce) și vulcanogenico-sedimentare (tufuri, brecii de tuf, gresii de tuf). Rezervoarele din rocile efuzive sunt asociate în majoritatea cazurilor cu roci ultrabazice. Golurile din ele au apărut în timpul degazării magmei erupte sau în procesul de eroziune, zdrobire tectonică etc. În Cuba există depozite asociate cu gresii tufoase, depozitul Kelebiya din Iugoslavia - în roci efuzive de tip riolit. Proprietățile de rezervor ale rocilor vulcanice sunt adesea asociate cu alterarea secundară a rocilor, apariția fisurilor. În general, aceste rezervoare sunt puțin înțelese.

Rezervoare de argilă. Zăcămintele de petrol și gaze asociate zăcămintelor de argilă sunt cunoscute de multă vreme în SUA, în California, în Bazinul Santa Maria, la începutul secolului al XX-lea. Rezervoarele sunt reprezentate acolo de argile silicioase, bituminoase din Miocenul superior.

Printre rezervoarele de argilă, un loc aparte îl ocupă argilele bituminoase din Formația Bazhenov din Siberia de Vest. La Salym, Pravdinskoye și alte depozite, argilele Bazhenov apar la adâncimi de 2750-3000 m, la o temperatură de rezervor de 120-128 ºС, și au o grosime de 40 m. Vârsta - Volgian și Berriasian (Jurasic și Cretacic). Debitele de ulei - de la 0,06 la 700 m3 / zi. Problema rezervoarelor de argilă este foarte interesantă nu numai în legătură cu natura și geneza golurilor, ci și din punctul de vedere al studierii originii petrolului și al formării depozitelor.

Roci impermeabile - „anvelope”... Anvelopele, sau sigiliile, sunt roci care împiedică părăsirea petrolului, gazului și apei din rezervor. Ele se suprapun rezervorului de sus (în capcane), dar pot înlocui rezervorul și de-a lungul loviturii, când, de exemplu, argilele înlocuiesc gresiile până la creșterea formațiunii.

Conceptul de „anvelopă” este relativ, deoarece dacă anvelopa nu permite trecerea lichidului (ulei și apă), poate trece simultan printr-un gaz care are o vâscozitate mai mică. În același timp, la căderi mari de presiune, lichidele vor fi filtrate printr-o rocă impermeabilă - o anvelopă.

În funcție de zona de dezvoltare, se disting anvelopele regionale și locale. De exemplu, argilele Kynovsky (Timan) sunt un sigiliu regional, un capac al depozitelor devoniene din bazinul Volga-Ural.

După compoziția litologică, sigiliile sunt reprezentate de argilă, carbonat, halogen, sulfat și tipuri mixte de roci. Cele mai studiate acoperiri de lut
(T.T.Klubova), apoi carbonat.

Anvelopele de cea mai bună calitate sunt sare gemă și argile plasticeîntrucât nu există crăpături în ele. În sarea gemă, datorită plasticității sale, nu există goluri și fisuri deschise, canale de filtrare, prin urmare, este un scut excelent pe calea petrolului și a gazelor. Dar dacă sarea gemă conține un amestec de gresie, atunci filtrarea gazului este posibilă în depozitele post-sare. Gipsul și anhidrita au proprietăți de ecranare mai slabe decât sarea gemă.

Anvelope de argilă cel mai adesea se găsesc în complexele terigene de petrol și gaze. Proprietățile lor de ecranare depind de compoziția mineralelor cu capacități de absorbție diferite.

Pe măsură ce scufundarea se desfășoară, argilele sunt deshidratate, plasticitatea lor scade, iar fracturarea rocilor crește. Uneori argila - piatră de noroi - se transformă într-un rezervor fracturat. Un exemplu de astfel de rezervor este Formația Bazhenov din Jurasic superior din Siberia de Vest. Granulație fină calcare si dolomite ele, de asemenea, protejează, servesc ca sigiliu pentru depozitele de ulei, dar amestecul de argilă mică și material nisipos deteriorează proprietățile lor de ecranare de mai multe ori.

La adâncimi de peste 4,5 km, „acoperirile” fiabile pot fi în principal straturi groase de sare gemă și roci sulfat-halogen cu plasticitate ridicată.

Întărește proprietățile de ecranare ale etanșării prin excesul de presiune a apei din rezervor peste etanșare, îngreunând migrarea verticală; relație inversă, adică excesul de presiune a apei în rezervorul de sub etanșare, dimpotrivă, înrăutățește calitatea de ecranare a etanșării peste rezervor.

Astfel, proprietățile de ecranare ale garniturii depind de litologia rocilor, de condițiile tectonice, hidrogeologice, de proprietățile petrolului, gazelor, gradientului de presiune și alți factori.

Când studiezi proprietățile rezervorului al complexelor de petrol și gaze, un parametru important este conductivitatea hidraulică, care caracterizează proprietățile de filtrare ale rezervorului: LA etc· h/μ - Unde LA pr - coeficient de permeabilitate, m 2; h- capacitate colector, m; μ - vâscozitate dinamică, Pa · s.

Valoarea fizică a parametrului de conductivitate arată capacitatea rezervorului-rezervor de a trece un fluid cu o anumită vâscozitate pe unitatea de timp la o cădere de presiune
0,1 MPa. Informațiile despre transmisibilitatea rezervorului sunt obținute prin studii de teren (din curbele de creștere a presiunii sau din curbele indicatoare), dar acest lucru nu este adesea posibil. Apoi, pentru fiecare sondă de pe planul de amplasare, sunt înscrise informații despre permeabilitatea rezervorului, grosimea efectivă a rezervorului, vâscozitatea uleiului de rezervor și, pe baza acestor date, sunt trasate izoliniile conductivității hidraulice.

Rezervoare de carbonat de petrol și gaze

Colectori de carbonat conțin 42% din rezervele dovedite de petrol și 23% din rezervele de gaze. Sunt reprezentate de o serie de roci: calcare - calcare dolomitice - dolomite. În ele, spațiul gol aparține tipului cavernos și fracturat, prin urmare, motivele formării porozității sunt procese secundare: 1) levigarea, 2) recristalizarea, 3) dolomitizarea calcarelor, 4) încărcările tectonice.

Porozitatea rocilor carbonatice este mai mică decât cea a rocilor terigene (în rezervoarele industriale - până la 3% sau mai puțin), dar permeabilitatea, în condiții egale, poate fi mai mare. Dintre rocile carbonatice, rocile de coajă sunt similare ca proprietăți de rezervor cu gresie.

Rocile rezervor chemogenice sunt formațiuni sedimentare compuse în principal din sedimente chimiogene și biochemogene. Ele constau dintr-o substanță minerală care a căzut din soluție la locul formării lor și nu a suferit transfer, asemenea granulelor de resturi, deși materialul din care sunt compuse aceste boabe poate fi depus inițial și sub formă de sediment chimiogen și numai după aceea, ca rezultat al prelucrării, se transformă în particule de resturi. ... Cele mai comune rezervoare chimiogenice sunt calcarul și dolomita.

Rezervoarele de carbonat chimic sunt de obicei calcare cristaline și dolomite, dar uneori pot fi compuse din marnă și cretă.

Structura cristalină este cristalină fină, medie, grosieră.

Odată cu creșterea conținutului de componente silicioase în carbonați, se formează calcare și dolomite nisipoase, silicioase sau argiloase.

Materia carbonatată... este reprezentată aproape în întregime de calcit (CaCO 3) și dolomit, iar în unele roci - doar unul dintre aceste minerale.

Carbonații biochemogeni, împreună cu materialul obișnuit precipitat chimic, conțin cantități semnificative de reziduuri organice. Formarea biochimică a carbonaților a fost activă în special în locurile de formare a recifelor organogenice (biohermi, biostromi), al căror rol de colectori de HC este în continuă creștere.

Principalii agenți biochimici ai formării carbonaților sunt algele, bacteriile, foraminiferele, coralii, briozoarele, brahiopodele și moluștele. Cele mai importante organisme care formează roci sunt algele; potrivit unui număr de geologi, aceștia ar trebui priviți în general drept cel mai important agent pentru eliberarea și depunerea de var. Substanța carbonatată eliberată de organismele vii este reprezentată în principal de CaCO3.

Grupul de roci rezervor de origine mixtă include roci magmatice și metamorfice, precum și diferitele lor asociații. Sunt interesante din punct de vedere geologic, dar rareori au valoare ca rezervoare industriale de petrol și gaze. În cazurile în care afluxurile comerciale de hidrocarburi sunt obținute din roci magmatice sau metamorfice, rezervorul natural este situat în sus, în sus, de la formațiunile sedimentare transgresive supraiacente sau subiacente, din care se presupune că HC-urile migrează în el. Căile de migrare a hidrocarburilor sunt, în mod evident, suprafețele de așternut sau neconformități, iar locurile de acumulare a acestora (rezervoare) sunt fisuri și zone de fractură în rocile fragile de subsol.

Rocile carbonatice sunt formațiuni sedimentare care sunt compuse mai mult de jumătate din minerale carbonatice. În ceea ce privește compoziția minerală, toate rocile carbonatice sunt mai degrabă uniforme, dar structural au mult mai multe varietăți decât rocile terigene.

Clasificarea rocilor carbonatice dupa compozitia minerala: calcar, dolomita, magnezita, siderita etc.

Orice rocă carbonatată este formată din următoarele elemente: boabe (elemente modelate), ciment, pori.

Structurile rocilor carbonatice sunt determinate de componentele principale (tipurile de boabe) și raportul acestora.

Boabele: detritice, biomorfe, sferoagregate, bulgări.

Ciment: carbonat (micrit, pereche) și non-carbonat.

Clasificarea structurală a rocilor carbonatice conform V.T.Frolov.

Spațiul gol al rocilor carbonatice. În rocile carbonatice, pot exista toate tipurile de goluri în funcție de etapele de formare. În rocile carbonatice biomorfe, cele primare sunt golurile intra-formă și inter-cochilii. În calcarele clastice și oolitice, porozitatea este inițial primară. Ca și în rocile terigene, formarea porilor primari este influențată de forma, mărimea granulelor sau agregatelor minerale, natura împachetării, cantitatea și tipul de ciment. Cu toate acestea, golurile primare din rocile carbonatice joacă un rol mai mic decât cele secundare. Chiar și în calcarele de recif, unde rolul porozității primare este mare, calcarele capătă cele mai bune proprietăți de rezervor ca urmare a proceselor secundare.

Golurile formate în rocile carbonatice în timpul proceselor de post-sedimentare sunt predominante.

Aproape toate rezervoarele de carbonat sunt rezervoare complexe.

Depunerea porozității de sedimentare este asociată cu tipul structural de rocă carbonatată (structura este mediată de anumite condiții de formare).

Cele mai comune roci rezervor de carbonat sunt calcarele.

În cadrul principalelor grupuri genetice (sau structurale) de calcare, se pot distinge anumite diferențe structurale ale golurilor.

1. Calcare biomorfe.

In recife se gasesc: asa-numitele calcare „perforate” cu porozitate de pana la 60%, compuse din corali, briozoare, brahiopode; Calcarele detritice mari „spongioase” (cu o porozitate de 40-45%) sunt adesea cavernoase; calcare cu pori reduse, cu pori și caverne separate, cel mai adesea cu leșiere. Perforate și spongioase sunt grupate în zone cu porozitate crescută (Fig. Reef). Formarea sa în aceste zone este adesea asociată cu îndepărtarea rocilor la suprafață și intemperii. Debitele puțurilor în diferite părți ale recifului sunt diferite.

Calcarele fitogenice - stromatolitele - sunt răspândite în rocile din Cambrian, Vendian și Riphean. Rămășițele scheletice ale acestor organisme au goluri și pot fi colectoare.

2. Calcare biomorfo-detritale.

Aceste roci, de regulă, sunt întotdeauna cimentate și au mai puțin spațiu de depozitare decât cele biomorfe. Golurile acestor roci sunt numite interagregate, deoarece structura internă a părților constitutive ale acestor roci este diferită.

3. Sferolit și calcare cristaline.

În rocile oolitice, există un spațiu pori interolitic, fisuri de contracție între și în interiorul concentratelor de ooliți și goluri oolitice negative formate în timpul leșierii ooliților. Calcarele oolitice sunt rezervoare destul de bune. În absența cimentului, pot exista nisipuri oolitice.

Calcare cristaline. Structura spațiului porilor este cavernoasă, în formă cristalino-granulară - poate fi intergranulară.

4. Calcare pelitomorfe.

Aceste roci sunt de obicei mai fracturate decât alte tipuri de roci carbonatice. În sedimentul de carbonat pelitic se pot forma numeroase fisuri de contracție atunci când este deshidratat. În aceleași calcare, se dezvoltă cel mai mare număr de cusături de stilolit.

5. Calcare detritice.

Ca structura, aceste roci sunt asemanatoare cu cele detritice, dar in tendinta lor la procese secundare tind spre calcare.

Dolomiții sunt următoarele roci carbonatice cele mai abundente.

Trimiteți-vă munca bună în baza de cunoștințe este simplu. Utilizați formularul de mai jos

Studenții, studenții absolvenți, tinerii oameni de știință care folosesc baza de cunoștințe în studiile și munca lor vă vor fi foarte recunoscători.

postat pe http://allbest.ru

Introducere

rezervor de carbonat

În ultimii ani, problema zăcămintelor de carbonat de petrol și gaze a devenit extrem de importantă atât în ​​țara noastră, cât și în străinătate. Numărul câmpurilor cu rezervoare de carbonat este în creștere, iar producția de petrol și gaze din astfel de rezervoare este, de asemenea, în creștere.

În țara noastră, există rezerve potențiale de zăcăminte de petrol și gaze limitate la zăcăminte de carbonat, atât în ​​regiunile noi, cât și în cele vechi, unde perspectivele pentru capacitatea portantă de petrol a rocilor carbonatice erau anterior subestimate.

Rocile rezervor carbonatate fracturate, datorită eterogenității și complexității ascuțite a structurii, sunt departe de a fi un obiect plin de satisfacții pentru modelare. În ultimii 20-25 de ani, există multe exemple de calcule greșite în determinarea parametrilor acestora pentru calcularea rezervelor de petrol (gaz). Aceste exemple indică faptul că suntem, de fapt, încă pe cale de a rezolva această problemă, deși s-au făcut deja multe în această direcție.

1. Colectori de carbonati

Rocile carbonatice ca rezervoare de petrol și gaze concurează cu încredere cu formațiunile terigene. Potrivit diverselor surse, de la 50 la 60% din rezervele moderne de hidrocarburi ale lumii sunt limitate la formațiuni de carbon. Printre acestea, se disting rezervoare de cea mai bună calitate - roci carbonatice ale structurilor de recif. Producția de petrol și gaze, de mare volum, este produsă din calcare și dolomite, inclusiv din Paleozoic și Precambrian; cele mai mari zăcăminte au fost descoperite în rocile mezozoice și paleozoice, în primul rând în țările din Orientul Mijlociu. Acumulări mari în structurile de recif din epoca mezozoică au fost descoperite în bazinul Golfului Mexic (Centura de Aur, Campeche etc.). Rate record de producție (zeci de mii de tone pe zi) au fost obținute și din calcarele de recif. Se poate observa o anumită legătură între dezvoltarea rezervoarelor de carbonat și creșterea acumulării de carbonat în istoria geologică, care este asociată cu natura generală ciclică a dezvoltării geotectonice și periodicitatea sedimentării.

Rezervoarele de carbonat se caracterizează prin caracteristici specifice: denivelări extreme, variabilitate semnificativă a proprietăților, ceea ce face dificilă compararea acestora. Diverse modificări diagenetice și catogenetice apar relativ ușor în ele. Aspectul facies al calcarelor, într-o măsură mai mare decât în ​​rocile clastice, influențează formarea proprietăților de rezervor. În ceea ce privește mineralele, rocile carbonatice sunt mai puțin diverse decât cele detritice, dar în ceea ce privește caracteristicile structurale și texturale, au mult mai multe varietăți. În procesul de studiu a proprietăților de rezervor ale straturilor carbonatice, mulți autori au subliniat în mod repetat rolul decisiv al genezei depozitelor, hidrodinamica mediului pentru formarea structurii spațiului gol, care poate fi mai mult sau mai puțin favorabilă pentru formarea rezervoarelor și determină natura transformărilor ulterioare.

În general, rocile carbonatice sunt ușor re-alterate. „Acest lucru se datorează solubilității crescute a acestora. Influența transformărilor secundare în rocile cu structură primară eterogenă a spațiului porilor (varietăți organico-detritale) este deosebit de mare. Prin natura transformărilor postsedimentare, rocile carbonatice diferă de cele terigene, în primul rând. din tot ceea ce se referă la compactare.Rămășițele de biohermi sunt de la bun început.formațiuni aproape solide, iar apoi compactarea este deja lentă.Nămolul de carbon poate fi, de asemenea, rapid litificat, în timp ce în el apar goluri de fenestra deosebite datorită eliberării bulelor de gaz. Sedimentele carbonatice fin-clastice, cocoloase de alge sunt, de asemenea, rapid litificate, astfel, un volum semnificativ de spațiu poros este „conservat”.

Toate tipurile de goluri sunt notate în rocile carbonatice. În funcție de momentul apariției, acestea pot fi primare (sedimentare și diagenetice) și secundare (post-diagenetice). În rocile carbonatice organogenice, cele primare sunt golurile intra-cochilii, inclusiv cele din interiorul structurilor de recif (în sens larg, goluri intra-cochilii), precum și golurile inter-cochilii. Unele roci carbonatice pot fi de origine chimiogenă sau biochemogenă, ele formează rezervoare de tip rezervor. Acestea includ, în primul rând, oolitice, precum și calcarele cu goluri inter- sau intra-oolitice. Calcarele stratificate sau masive sunt caracterizate prin structuri pelitomorfe sau criptocristaline, precum și cristaline. În roci cristaline, în special în roci dolomitizate, se dezvoltă porozitatea intercristalină (intergranulară).

Rocile carbonatice, într-o măsură mai mare decât altele, sunt supuse unor transformări secundare (recristalizare, leşiere, formare de stilolit etc.), care le modifică complet proprietăţile fizice, iar uneori compoziţia (procese de dolomitizare şi demolare). Aceasta este complexitatea identificării rezervoarelor naturale, deoarece aceeași rocă în anumite condiții poate fi considerată un rezervor cu proprietăți foarte mari, iar în altele, dacă nu există fisuri, poate fi o etanșare. Crearea golurilor secundare este facilitată de procesele de dizolvare (leșiere), recristalizare, în principal dolomitizare și demolare sau stilolitizare. Acestea sau acele procese afectează diferit în funcție de tipul genetic al rasei.

Întreruperile sedimentării, care au importanță regională, joacă un rol important în formarea zonelor de rezervoare de mare capacitate. Sub suprafața de eroziune și neconformitate în masivele de roci carbonatice se pot găsi zone carstice asociate cu intemperii și levigare. În limitele câmpurilor petroliere, orizonturile foarte productive sunt limitate la aceste zone. De-a lungul zonelor fracturate, dizolvarea are loc la adâncimi mari; în Kama Cis-Urals, se observă la adâncimi de până la 1 km.

Recifele conțin calcare „perforate” de obicei levigate, cu porozitate de până la 60%, compuse din corali, briozoare, calcare detritice mari „spongioase” (cu o porozitate de 40-45%), deseori calcare cavernoase și slab poroase, cu pori separați și caverne, cel mai adesea prin leșiere. Toate soiurile de calcar se găsesc în masivul recif. Soiurile perforate și spongioase sunt grupate în zone cu porozitate crescută. Formarea sa în aceste zone este adesea asociată cu îndepărtarea rocilor la suprafață și intemperii. Ratele de eșantionare în diferite părți ale recifelor diferă dramatic.

Dintre fenomenele de leșiere, trebuie remarcate unele cazuri speciale care au importanță locală, dar uneori se manifestă pe scară largă. Un astfel de exemplu este coroziunea chimiobiogenă, care se manifestă în timpul dezvoltării microflorei pe OWC, care creează un mediu acid, îi crește agresivitatea și favorizează dizolvarea carbonaților. Un alt exemplu este dezvoltarea carstului sub influența dioxidului de carbon format în timpul distrugerii unui rezervor de petrol. În ambele cazuri, repunerea carbonatului de calciu dizolvat sub fundul rezervorului are ca rezultat izolarea acestuia din urmă de restul rezervorului. O problemă specială este dezvoltarea carstului profund (hipocarst) asociat cu diferite procese, în care are loc cel puțin o deschidere pe termen scurt a fisurilor în zonele adânci ale acoperirii sedimentare, în urma căreia afluxul de SOD din adâncime. crește și, ca urmare, se dezvoltă carstul adânc odată cu formarea de rezervoare. Dezvoltarea hipocarstului este în mod evident influențată de atingerea stării de instabilitate a calcitului în timpul imersiei.

În cadrul principalelor grupe de roci se disting anumite diferențe structurale ale rocilor. Calcarele organogenic-detritale, de regulă, sunt întotdeauna cimentate și au o capacitate mai mică decât soiurile biomorfe. Golurile (porii) rocilor organogenico-clastice se numesc interagregate, deoarece structura internă a părților constitutive ale acestor roci este diferită.

În rocile chimiogene, golurile diferă în ceea ce privește caracteristicile structurale. În rocile oolitice, există un spațiu interolitic poros, fisuri de contracție între și în interiorul concentratelor de ooliți și, în final, goluri oolitice negative formate în timpul leșierii ooliților (Fig. 1).

În calcarele cristaline (granulare), structura spațiului porilor (în cazul dizolvării) este intergranulară și cavernoasă. Calcarele pelitomorfe sunt de obicei mai fracturate decât alte tipuri de roci carbonatice. În ele, cele mai frecvent dezvoltate suturi stoulite. De obicei, sunt vizibile toate tranzițiile de la cele mai incipiente stadii, embrioni și suturi de sutură, la stilolite tipice. Formarea stiloliților este asociată cu dizolvarea neuniformă sub presiune. Crusta argilosă de pe suprafața rosturilor stilolit este un reziduu insolubil al rocii. Orizonturile de dezvoltare a stiloliților sunt adesea cele mai productive din secțiune. Sunt permeabile datorită spălării crustelor de argilă

Rocile carbonatice clastice sunt structural diferite de grupurile enumerate. În principiu, sunt asemănătoare cu rocile clastice obișnuite, dar prin natura transformărilor gravitează spre calcare.

Orez. 1 Dolomit sulfatat cu ooliți de leșiere. Cambrianul inferior al Siberiei de Est, Uvel. 60 (conform lui JI.C. Chernova): a - vrac, b - sulfat nou format.

Dintre procesele secundare din rocile carbonatice, cimentarea, levigarea, calcitizarea și sulfatarea sunt de cea mai mare importanță. Cimentul de calcit este cristalizat prin evaporarea apei de mare care inundă plaja și dizolvarea parțială a mineralelor instabile. Nisipul carbonatat de plajă se poate întări în câteva zile. O litificare similară aproape instantanee a avut loc în trecut. Soarta ulterioară a golurilor rămase în cadrul unui astfel de „licet” poate fi diferită. În timpul recristalizării, are loc o schimbare semnificativă în structura și textura rocilor. În general, acest proces este îndreptat spre creșterea dimensiunii cristalelor. Dacă, în timpul recristalizării, o parte din substanță este îndepărtată, porozitatea crește. Rocile recristalizate neuniform au cea mai mare porozitate secundară. Creșterea cristalelor mari favorizează formarea de microfisuri. Leșierea și metasomatismul (în principal dolomitizarea) au cel mai eficient efect asupra formării golurilor secundare.

Orez. 2 Dezvoltarea cavităților de leșiere de-a lungul cusăturii fante și a cavernelor din calcar (ex. 64)

Dizolvarea în timpul leșierii se manifestă în moduri diferite, în funcție de dispersia mai mare sau mai mică a particulelor care compun roca. Compozitele fin dispersate sunt mai susceptibile la acest proces. Solubilitatea depinde și de compoziția mineralelor și a apelor: aragonitul se dizolvă mai bine decât calcitul, apele sulfatate dizolvă dolomita mai activ etc. O analiză a modificării parametrilor de filtrare-volume, determinată, printre altele, de leșiere, stabilește legătura foarte clară a acestora cu tipurile structurale și genetice de roci. Un exemplu în acest sens este masivul recif mare din epoca Permianului timpuriu și Carbonifer al câmpului Karachaganak, situat în flancul nordic al depresiunii Caspice.

Un alt tip de roci carbonatice și goluri din ele pot fi observate în straturile antice ale Siberiei de Est din zona de acumulare a petrolului Yurubcheno-Takhomskaya. Aici, în secțiunea straturilor productive, predomină dolomitele de alge și stromatolit recristalizate alterate secundare. Cusăturile de stilolit sunt dezvoltate pe scară largă în roci, adesea umplute cu materii argilo-bituminoase. Procesele de siliconizare sunt dezvoltate pe scară largă. Masivele de roci carbonatice din Riphean, când au fost aduse la suprafață în timpul hiatusului pre-Vendian, au fost supuse intemperiilor și formării carstice, ceea ce a dus la dezvoltarea vugs. Dolinele și alte nișe au fost umplute cu formațiuni deluvio-proluviale. Masivele sunt perturbate de falii și fracturi. Astfel, rezervoarele au o structură goală complexă. S-au obținut afluxuri mari de petrol din zonele cu goluri crescute.

Dolomitizarea este unul dintre factorii principali în formarea rezervorului. Formarea dolomitei este influențată de raportul dintre magneziu și calciu din apă și de salinitatea totală. La concentrații mai mari de sare, este necesar mai mult magneziu dizolvat. În procesul de diageneză, dolomita ia naștere din precursorii săi, cum ar fi calcitul de magneziu. Dolomitizarea diagenetică primară nu este esențială pentru formarea proprietăților rezervorului. Dolomitizarea metasomatică în timpul catagenezei este mai importantă pentru transformarea rezervorului. Pentru formarea dolomitei este necesară aprovizionarea cu magneziu. Sursele sale pot fi diferite. În timpul proceselor catagenetice la temperaturi ridicate, soluțiile pierd magneziu, schimbându-l cu calciu din rocile gazdă. Exemplul jgheabului Pripyat arată că se stabilește o relație clară între compoziția saramurilor și intensitatea dolomitizării secundare. În acele zone stratigrafice în care rocile carbonatice devoniene sunt cel mai puternic dolomitizate, conținutul de magneziu din saramură scade brusc, este folosit pentru formarea dolomitei. Cu dolomitizarea metagenetică, o creștere a porozității este deosebit de vizibilă, deoarece procesul are loc într-o rocă cu un schelet rigid, care este dificil de compactat. Volumul total al rocii se păstrează, golul în ea crește datorită dolomitizării. Încheind luarea în considerare a rezervoarelor de carbonat, este necesar să subliniem încă o dată că, în comparație cu rocile clastice, structura spațiului lor poros este extrem de diversă, matricea netulburată are caracteristici care sunt determinate în primul rând de structura primară, cavernitatea se modifică foarte mult. aceste caracteristici, iar crăpătura creează, parcă, două suprapuse unui alt sistem de goluri. Toate acestea determină necesitatea unei clasificări speciale a colecționarilor. O astfel de clasificare genetică estimată a rezervoarelor a fost propusă de K.I. Bagrintseva (Tabelul 1).

Parametrul definitoriu al clasificării propuse este permeabilitatea, ale cărei valori limită sunt luate din analizele proprietăților de rezervor ale rocilor de diferite geneze și caracteristici structurale. Valorile minime și maxime ale indicatorilor estimați (porozitate, saturație gaz și petrol etc.) sunt obținute din dependențele de corelație dintre permeabilitate, porozitate și apă reziduală.

Cea mai caracteristică este relația dintre saturația apei reziduale și permeabilitatea absolută.

În roci, pe măsură ce proprietățile de filtrare se îmbunătățesc, cantitatea de apă reziduală scade. Porozitatea poate fi diferită, în timp ce chiar și valori mari (mai mult de 15%) ale porozității deschise se găsesc în rocile cu proprietăți de filtrare scăzute. Relația dintre porozitatea deschisă și saturația apei reziduale este incertă.

Tabelul 1: Clasificarea genetică estimată a rocilor carbonatice - rezervoare care conțin gaz și petrol

Rocile slab poroase se caracterizează întotdeauna printr-un conținut ridicat de apă, dar dolomitizare), cele permeabile conțin o cantitate mică de apă, iar cele slab permeabile - o cantitate semnificativă (mai mult de 50%). În schema de clasificare, toate rezervoarele sunt împărțite în trei grupuri mari A, B, C, în cadrul cărora, la rândul lor, se disting clase, caracterizate prin diferiți parametri estimați, caracteristici litologice și structurale. Grupele A și B sunt reprezentate în principal de rezervoare de tipuri poroase și cavernos-poroase, C - tipuri fracturate și mixte. Rocile din grupa A sunt dominate de goluri primare, ale căror dimensiuni sunt crescute în procesele de leșiere ulterioară.

În rocile din grupa B se dezvoltă canale pori de sedimentare; golurile de leșiere joacă un rol mai mic. Structura spațiului gol în rocile din grupa A este mult mai simplă decât în ​​grupa B și este cea mai dificilă în grupa C. Aici predomină canalele mici sinuoase, slab comunicante. Colectorii din clasele I și II din grupa A au moștenit în principal parametri de filtrare și capacitate ridicati. Rocile clastico-organogenice și biochimogene cu proprietăți scăzute de rezervor primar se încadrează în clasele III, IV și V. Formarea mineralelor secundare, recristalizarea, dolomitizarea, demolarea, în special însoțită de levigarea și îndepărtarea materialului, le îmbunătățesc proprietățile. În clasele VI și VII se disting roci de astfel de soiuri chimiogene și biochimogene, ale căror caracteristici petrofizice nu ating niciodată valori ridicate. Dar aici, într-o măsură mai mare decât în ​​rocile din clasele superioare, se manifestă un alt factor - fracturarea. Tipul golurilor este poros (pentru matrice) și fracturat (în general pentru rezervor). Prin urmare, parametrii matricei sunt dați separat, care sunt în general scăzuti, în special permeabilitatea, iar parametrii de fractură, de-a lungul cărora permeabilitatea este mult mai mare, sunt dați separat.

2. Rezervoare de carbonat fracturate

În ceea ce privește formarea spațiului gol, rezervoarele fracturate diferă de alte tipuri. Există metode speciale pentru determinarea golurilor de fractură și a permeabilității. După cum am menționat deja, există fisuri macro și micro cu o deschidere de mai mult sau mai puțin OD mm, respectiv. Macrofisurile sunt de obicei studiate, descrise și măsurate pe teren pe afloriment, iar microfisurile la microscop în secțiuni subțiri de dimensiuni adesea mărite. Un element necesar în studiul fisurilor este determinarea orientării acestora atât în ​​spațiu (vertical, orizontal, oblic), cât și în raport cu formarea (în stratificare, transversal, diagonală) și cu formele structurale (longitudinale, transversale, radiale etc.). .).

Fisurile litogenetice și tectonice se disting genetic (Tabelul 2). Fisurile litogenetice se împart în diagenetice, catogenetice hipergenetice, în funcție de îngrădirea lor la anumite etape. Fracturile tectonice diferă din motive care le provoacă: mișcări oscilatorii, luxații pliate și rupte. Unele tipuri de fracturi se pot transforma în altele, dar, în principiu, un geolog cu experiență va face întotdeauna distincția între fracturarea litologică și cea tectonă. De regulă, fracturarea litologică se adaptează la caracteristicile structurale și texturale ale rocii. Crăpăturile se ramifică, se îndoaie în jurul boabelor individuale; în general, aranjarea lor este haotică. Suprafața pereților fisurați este neuniformă. Fisurile tectonice sunt mai simple, sunt mai puțin preocupate de caracteristicile structurale și texturale ale rocilor, suprafața pereților lor este mai netedă și uneori se transformă în oglinzi de alunecare.

Roci diferite sunt predispuse la fracturare în grade diferite. Marnele și calcarele pelitomorfe sunt cel mai probabil să se crape, urmate de roci silicioase, șisturi și gresii. Sărurile sunt cele mai puțin fracturate. S-a remarcat că există o anumită relație între grosimea straturilor și intensitatea fracturării - cu aceeași compoziție în straturi mai groase, distanța dintre fracturi este mai mare.

Observațiile din spațiu, fotografiile aeriene, descrierile aflorimentelor arată că există crăpături și zone de fisuri de diferite scări. Se disting elemente ale unui sistem planetar foarte mare de fracturare, posibil limitate la articulațiile blocurilor tectonice mari ale scoarței terestre. Aceste zone fracturate stau la baza așa-numitelor linii de pe suprafața Pământului. Una dintre marile zone de liniament poate fi urmărită de la Urali, prin Asia Centrală merge în regiunea Golfului Persic și mai departe în Oman (liniamentul Ural-Oman). Alte linii mai mici care reflectă zone de fracturare crescută sunt cunoscute în Ciscaucazia de Est. Identificarea și cartografierea unor astfel de zone este de o importanță capitală, mai ales din punct de vedere practic. O problemă importantă este execuția fisurilor. Ele pot fi libere și umplute parțial sau complet cu orice substanțe care au precipitat din soluțiile care circulă în ele. Cel mai adesea, fisurile sunt umplute cu minerale carbonatice, cuarț, sulfați, material argilos (adesea impregnat cu materie bituminoasă) și produse reziduale de conversie a hidrocarburilor (fisuri de bitum negru). Pe pereții crăpăturilor se găsește adesea ulei lichid prin picurare.

Principalele elemente ale fracturilor în timpul măsurătorilor sunt orientarea lor (în spațiu, în raport cu straturi etc.), lungimea și deschiderea lor. În plus, putem vorbi despre densitatea și densitatea fisurilor. La determinarea densității, se ia în considerare numărul de fisuri ale unui (!) Sistem pe unitatea de lungime de-a lungul perpendicularei pe acest sistem de fisuri. Pentru macrofisuri, se ia 1 m pe unitatea de lungime, pentru microfisuri (determinate în secțiuni subțiri) - 1 mm. Sub densitatea fisurilor, se ia numărul total al tuturor (!) Sistemelor pe unitate de volum sau pe unitate de suprafață (suprafață aflorimentului, zonă de secțiune subțire). Golurile de rezervor fracturate se împart în două categorii. Pe de o parte, acestea sunt pori și alte goluri din matricea rocii (în blocuri netulburate de fisuri), pe partea de fugă, volumul crăpăturilor în sine, cavernele asociate etc. Proprietatea rocilor bloc (matrice) este determinată în mod obișnuit. Volumul fracturilor nu este de obicei mare, dar datorită simplității relative a structurii, dreptății predominante a fracturilor, filtrarea prin ele poate fi foarte eficientă.

Golul fisurii este raportul dintre volumul fracturii și volumul rocii:

unde b - fisuri deschise (distanța medie dintre pereții fisurilor); 1 - lungimea lor totală în probă; S este zona de studiu.

Dependența permeabilității fracturii de deschiderea și golul fracturii este exprimată prin raportul:

K t = 85 OOO b 3 m T,

unde b - deschiderea fisurii, mm; t t - golul de fractură, fracțiune de unitate; K t - permeabilitatea la rupere, μm 2.

Relația de mai sus este valabilă pentru acele cazuri când suprafețele pereților fisurilor sunt perpendiculare pe suprafața de filtrare. În prezența mai multor sisteme de fisuri și a orientărilor diferite ale acestora în raport cu debitul de filtrare, trebuie utilizați coeficienți numerici diferiți.

Pe lângă studierea în probe (macro-fracturare) și în secțiuni subțiri (micro-fracturare), fracturarea este studiată și prin metode geofizice și hidrodinamice, fotografierea pereților puțurilor, dar fiecare dintre aceste metode are propriile erori.

Gradul de fracturare a rocilor și, prin urmare, identificarea zonelor corespunzătoare din secțiune pot fi produse pe baza datelor de înregistrare acustică (AC).

Rocile carbonatice, în care se dezvoltă adesea fisuri, reprezintă medii neomogene, propagarea undelor în care este determinată de structura și textura rocii, de dimensiunea și natura spațiului gol, precum și de tipul de umplere a acestuia. . Fisurile au un efect semnificativ. Conform coeficientului condiționat de fracturare relativă, care este raportul dintre viteza de transmitere a ultrasunetelor într-o rocă cu fisuri și viteza undelor într-o rocă monolitică, este posibil să se subdivizeze o secțiune de carbonat, să se selecteze intervale de fracturare maximă unde acest coeficient este mai mic. Diferite agregate au, de asemenea, un impact semnificativ. S-a constatat că rocile fracturate saturate cu apă se caracterizează prin valori mai mari ale vitezei undei P și o anizotropie mai mică decât rocile purtătoare de gaze. Creșterea vitezei undelor longitudinale atunci când rocile sunt saturate cu lichid se explică prin diferența mai mică a elasticității volumetrice a fazei solide a rocii și a lichidului în comparație cu elasticitatea volumetrică a fazei solide și a gazului. Viteza vibrațiilor ultrasonice depinde de orientarea sistemelor de fisuri; diferențele pot fi de 1,5 ori sau mai mult. În dolomiții fracturați din epoca devoniană din Belarus, viteza în diferite direcții variază de la 2,6 la 5,5 km/s. Dolomitele carbonifere dense din câmpul de condensat gazos Vuktyp se caracterizează prin intervalul maxim de variație a vitezei - de la 6,8 în zonele ușor perturbate la 2 km/s în zonele de fracturare crescută. O astfel de diferență de viteze în rocile cu aceeași compoziție litologică cu o porozitate similară și în general scăzută de 1-3% se datorează densității inegale a fisurilor și fluctuațiilor semnificative ale deschiderii acestora.

3. Rezervoare neconvenționale de carbonat

Rocile, al căror rol în conținutul de petrol și gaze este încă nesemnificativ în comparație cu cele descrise mai sus, includ strate compuse din roci argiloase, silicioase, vulcanice, intruzive, metamorfice etc. Ele pot fi împărțite în două grupe. În unele, conținutul de petrol și gaze este de obicei singenetic, în alții este asociat cu sosirea hidrocarburilor din straturile învecinate.

În rocile argiloase, în cursul catagenezei apar în ele rezervoare naturale (zone cu porozitate crescută și permeabilitate de diferite forme). Însăși apariția golurilor este asociată cu generarea de hidrocarburi petroliere și gazoase și cu restructurarea caracteristicilor structurale și texturale ale matricei minerale a rocii. Unul dintre exemplele tipice este grosimea argilelor din Formația Bazhenov din Siberia de Vest. Sedimentele formațiunii Bazhenov diferă de rocile subiacente și de deasupra printr-un conținut crescut de materie organică (de la 5 la 20% sau mai mult) și un conținut crescut de silice. Rocile au o densitate mai mică (2,23-2,4 g/cm3) comparativ cu straturile inferioare și suprajacente. Potrivit lui T.T. Klubovoy, în sedimentogeneză, a avut loc formarea de microblocuri acoperite cu o peliculă de materie organică adsorbită. Siliciul colomorf, agregatele care învăluie minerale argiloase, creează complexe complexe pe suprafața lor cu participarea materiei organice și a siliciului (apar așa-numitele „cămăși” de organosiliciu). Procesele de transformare a mineralelor argiloase și eliberarea apei legate duc la formarea de mici fisuri strat cu strat. Deconsolidarea are loc la o anumită adâncime a zonelor. Datorită creșterii presiunii interne, unele părți ale rocii sunt pătrunse de un sistem de fisuri de-a lungul suprafeței „cămășilor”. Când rocile formațiunii Bazhenov sunt deschise, de regulă, se observă descompunerea și presiunea anormal de mare a rezervorului.

Scăderea densității rocilor din Formația Bazhenov este evidențiată de M.K. Kalinko este un experiment în care o probă dintr-un puț din zona Chupalskaya din Siberia de Vest a fost încălzită la 180 ° C la o presiune de 25 MPa timp de 20 de zile. Înainte de încălzire, porozitatea rocii a fost de 1,88%, după încălzire a crescut la 2,71%, proporția porilor mari mai mari de 10 microni a crescut de la 6 la 11%.

Ca urmare, apar zone cu proprietăți crescute de rezervor (rezervoare naturale), limitate pe toate părțile de roci mai puțin alterate și permeabile. Adesea, aceste zone nu au nimic de-a face cu caracteristicile structurale și tectonice ale regiunii. Deci, se pare că s-au format rezervoare în stratul carbonat-siliceos Bazhenov al Jurasicului superior din Siberia de Vest (câmpul Salym etc.). Rezervoarele din seria de argilă Maikop din regiunea Stavropol (câmpul Zhuravskoye etc.) s-ar fi putut forma într-un mod similar.

Se poate concluziona că în aceste zăcământ formarea proprietăților zăcământului și generarea de hidrocarburi petroliere coincid în timp. Unele procese tectonice contribuie și ele la creșterea fracturii rocii. Când uleiul este retras din astfel de roci, crăpăturile sunt închise, astfel bazhenitul și alte roci similare sunt ca niște rezervoare de „utilizare unică”. Ele nu pot fi injectate cu gaz sau petrol, așa cum se face în construcția de depozite subterane în alte tipuri de roci.

Procesele în straturile silicioase de origine biogenă decurg diferit. În primele etape ale sedimentării și în stadiile inițiale ale diagenezei, din cochiliile organismelor silicioase se formează o structură organogenă „ajurata”. Ulterior, transformarea structurii organogene este strâns legată de transformarea formelor amorfe de silice (opal) în forme cristaline. Când opalul A se transformă în opal QD, apare o microtextură globulară și se formează un tip de colector interglobular. Cu un conținut crescut de sapropel OM și un rol catalitic crescut al silicei surfactant, încep procesele de generare a hidrocarburilor. Colectorii pentru ei au fost deja pregătiți în aceleași straturi, proprietățile lor sunt mari (porozitatea ajunge la 40%). Uleiurile din straturile biogene-siliceoase sunt considerate uleiuri cu maturare timpurie. Odată cu o creștere suplimentară a catagenezei, are loc deshidratarea, tranziția siliciului la alte forme minerale - calcedonie și apoi cuarț. Fracturarea se dezvoltă în roci, sistemul de fracturi asociat contribuie la formarea unui rezervor de tip formațiune sau masiv cu un rezervor fracturat. Pe raftul California, există mai multe depozite în care rocile silicioase din Formația Monterey Miocene sunt purtătoare industrial de petrol. Cel mai mare este câmpul Point Arguello. Pe Sakhalin, în astfel de straturi au fost descoperite și două zăcăminte. Rezervoarele dintr-un strat silicios-argilo-carbonat bogat în OM așa-numitele straturi domanikoide apar într-un mod similar.

Rezervoarele din roci de origine magmatică și metamorfică sunt cunoscute de mult timp. În special, uleiul a fost găsit în zone vulcanice, în lave și tufuri poroase re-alterate în Mexic, Japonia și în alte părți. Uleiul și gazele din tuf, lave și alte soiuri sunt asociate cu goluri care s-au format prin eliberarea de gaz din materialul de lavă sau cu leșierea secundară. Conținutul de ulei al acestor roci este întotdeauna secundar. Câmpul Muradkhanli a fost descoperit în roci vulcanice din vestul Azerbaidjanului. În Georgia de Est au fost descoperite zăcăminte de petrol din rocile complexului vulcanic din epoca eocenă. Acumulările de petrol sunt cunoscute în rocile metamorfozate din subsol din Algeria, în serpentinitele modificate din Cuba etc. Afluxurile de petrol sunt obținute din scoarța de intemperii a rocilor granit-metamorfice, care apar în nucleele ridicărilor mezozoice din regiunea Shaim din Siberia de Vest. Pe zona Oimash din South Mangyshlak, uleiul a fost obținut din zona granitelor re-alterate.

Cu toate acestea, un adevărat boom a fost cauzat de descoperirea petrolului în roci de granit-gneis de pe raftul Vietnamului (câmpul White Tiger etc.). Aceste roci sunt implicate în structura depozitelor, corpurile de granit sunt încorporate în roci sedimentare. Apariția proprietăților Kollekgorsk în ele este asociată cu metasomatism și leșiere ca urmare a activității hidrotermale, cu fenomene de contracție (contracție) în timpul răcirii, cu fragmentare de-a lungul zonelor de perturbări tectonice. Ca urmare a acțiunii soluțiilor, zeolitizare, leșiere a feldspaților, în roci se formează cavități mari. Ca urmare a impactului proceselor enumerate, zonarea suborizontală și subverticală a apărut în distribuția zonelor permeabile și s-au dezvoltat trei tipuri de goluri: fracturate, fisurate-cavernoase și poroase. Principalul volum de goluri din rezervorul de magmă aparține microfisurilor și microcavernelor. Principalul spațiu gol de origine tectonă este asociat cu fracturare, cataclasticare și milonizare, în urma cărora rocile sunt zdrobite în moloz. Contracția la răcire a dus la crearea unui gol de contracție. Porozitatea rocilor în majoritatea cazurilor nu depășește 10-11%. Permeabilitatea matricei este scăzută, dar ca urmare a dezvoltării cavernozității și fracturării, permeabilitatea globală ajunge la sute de milidarci. Zonele de rezervor îmbunătățite asigură fluxuri de petrol de sute de tone. Rocile de permafrost se disting ca roci purtătoare de gaze. Golurile diferitelor geneze formate în ele pot fi umplute cu gaz, gheață și apă neînghețată. În anumite condiții (creșterea presiunii), se formează compuși gaz-apă - hidrați de gaz. Emisiile de gaze din aceste straturi pot fi caracterizate prin intensitate ridicată și rate ridicate de producție (mai ales nu atât de lungă). Depozitele din aceste rezervoare sunt situate la adâncimi mici, în unele cazuri pot fi folosite pentru nevoi locale. Ținând cont de necesitatea de a compara principalii parametri ai celor două grupe principale de rezervoare - clastice (granulare) și carbonatice - autorii propun o clasificare generală a acestor rezervoare (Tabelul 3). Se bazează pe o comparație a clasificărilor originale, ia în considerare atât caracteristicile structurale ale rasei, cât și, parțial, compoziția acestora. Clasele se disting în principal prin dimensiunea porozității deschise, în timp ce limitele sale, precum și permeabilitatea în clase, sunt foarte largi (10-20%, respectiv 100-1000 mD). Acest dezavantaj poate fi eliminat prin introducerea subclaselor în funcție de dezvoltarea unor varietăți specifice de roci într-o anumită zonă cu caracteristicile și parametrii lor material-structurali inerente. De exemplu, în clasa 2, subclasa 2a se poate distinge cu gresii cu conținut scăzut de ciment bine sortate și 26 - cu gresii care conțin o cantitate crescută de ciment și, în consecință, cu o capacitate și mai ales permeabilitate redusă. În clasa 4, calcarele pelitomorfe și cu granulație fină ușor alterate au o capacitate satisfăcătoare, dar permeabilitate scăzută. La aceasta se poate face referire și calcarele leșiate cocoloase sau calcarele stromatolit cu proprietăți îmbunătățite. Clasele extinse sunt utile pentru identificarea tendințelor generale de proprietate pe suprafețe mari și porțiuni ale unei secțiuni.

Tabelul 3. Clasificarea generală a colectoarelor

4. Tipuri de goluri în rezervoarele de carbonat

Tipurile de goluri din rocile rezervor de carbonat sunt foarte diverse ca origine, dimensiune și formă. Formarea golurilor are loc în toate etapele - în timpul formării sedimentului, transformării acestuia în rocă, în stadiul de existență a rocii și intemperii la suprafață. Mai mult, fiecare etapă nu numai că are propriile caracteristici și procese inerente acesteia, rezultând una sau alta structură a spațiului gol, dar aceste procese se manifestă în moduri diferite în depozite carbonatice de natură facies și structură primară diferite.

În timpul depunerii materialului carbonatat cu granulație fină din calcare și dolomite pelitomorfe și microgranulare chimiogenice, precum și biogene, dar constând din reziduuri organice extrem de mici, de exemplu, cocolitofori, care în cele din urmă formează cretă și roci în apropierea acestuia, foarte poroase (aproximativ 70-80%) și nămol plastic relativ uniform poros saturat cu apă cu porozitate intergranulară sau, cu cușcă biogenă, inter-cochilii și intra-cochilii, dar dimensiunile golurilor nu sunt mai mari de miimi de milimetru. În timpul formării sedimentelor carbonatice, constând din elemente modelate, în ele se formează goluri intrascheletice și interformale. Mărimea lor este determinată de mărimea elementelor formate corespunzătoare, iar forma și comunicarea lor este determinată de morfologia și sortarea fragmentelor. În rocile biohermale se formează goluri intrascheletale și interscheletice și, alături de goluri relativ mici, apar goluri foarte mari, de mărimea unui metru, cavernosi.

Schimbări semnificative în spațiul gol al rocilor carbonatice apar în stadiile dia-, kata- și hipergenezei. În acest sens, sunt importante procesele de compactare și cimentare, recristalizare, dolomitizare, leșiere, calcitizare și sulfatare și fisurare. Compactarea sedimentelor carbonatice și a rocilor are loc diferit față de cele terigene și argiloase. Formațiunile de apă puțin adânci biohermale și parțial cu coajă integrală deja în stadiul de sedimentare se formează ca sedimente practic solide. În numeroase cavități din apele de mare și nămol, aflate deja în stadiul de sedimentogeneză și în special de diageneză, se eliberează calcit chimiogen, care reduce porozitatea, dar în același timp, datorită cimentării, creează un cadru rigid, prin urmare, rocile cu mai departe. imersia practic nu se compactează și porozitatea nu scade din acest motiv. Sedimentele carbonatice de mică adâncime, formate din elemente modelate, sunt litificate foarte repede datorită cimentării diagenetice timpurii. Acest lucru reduce semnificativ porozitatea, dar în același timp „conservă” structura spațiului porilor, adică previne reducerea ulterioară a golurilor din cauza compactării. Nămolurile carbonatice pelitomorfe și microgranulate din mediile de apă puțin adâncă sunt, de asemenea, rapid litificate din cauza cimentării. În același timp, ele își păstrează capacitatea de densificare în timpul catagenezei progresive cu creșterea presiunii; în caz contrar, compactarea și cimentarea au loc în sedimentele carbonatice de adâncime, de natură planctonă, așa cum este stabilit de materialele de foraj de adâncime. În prima etapă (etapa nămolurilor), acoperind aproximativ 10 Ma și o grosime de aproximativ 200-300 m, porozitatea scade.

Numerele de la cruci indică valori medii kpc de la 80 la 60% în medie, în principal datorită compactării gravitaționale; în etapele următoare - cretă și calcar, care acoperă câteva zeci de milioane de ani și se termină la o adâncime de aproximativ 800-825 m de fundul oceanului, are loc o scădere suplimentară a porozității de la 60 la 40%, dar din cauza cimentării; calcitul de cimentare se formează ca urmare a dizolvării cochiliilor foraminiferelor planctonice.

Recristalizare - procesul de mărire a dimensiunii cristalelor fără modificarea compoziției minerale a acestora duce, de regulă, la o îmbunătățire a proprietăților rezervorului. De exemplu, în zăcămintele Cambrianului inferior din partea de sud a platformei siberiei 4,57%, micro-granulație fină - 7,14% și granulație fină - 9, 35%. Modificarea coeficientului de permeabilitate este similară (Fig. 3).

Orez. 3. Dependența coeficientului de porozitate deschisă a diferitelor tipuri de calcar de adâncime (conform lui I. V. Bezborodova cu adaosuri),

a - calcare cu elemente profilate, cimentări poroase și de tip contact:

b - calcare cristaline cu elemente de formă rare, valoarea medie a porozității deschise a calcarelor microgranulate și a dolomitelor este egală cu.

Creșterea porozității deschise în timpul recristalizării se datorează aparent din două motive. În primul rând, nu tot materialul carbonat format la dizolvare, apoi cristalizează din nou. O parte din ea este dusă de apele de formare, ceea ce duce la o creștere generală a vidului. În al doilea rând, odată cu formarea de cristale mai mari, se formează pori intercristalini mai mari și, în consecință, canale de pori interpori. Acest lucru crește interconectarea golurilor, crește permeabilitatea și, în general, duce la îmbunătățirea proprietăților de rezervor ale rocii. Dolomitizare. S-a demonstrat teoretic că în timpul dolomitizării ar trebui să existe o scădere a volumului ocupat de dolomit în raport cu volumul ocupat de calcit cu 12,2%; volumul spațiului gol ar trebui teoretic să crească cu această valoare.

Raporturile reale de porozitate și gradul de dolomite pentru diferite regiuni și diferite depozite depind de tipul structural-genetic al rocii primare, timpul și chimia proceselor de formare a dolomitei.

Sedimentarea primară și dolomitele de sedimentare-diagenetică sunt omogene, au de obicei o structură micro și granulară și, de regulă, se caracterizează prin valori scăzute de porozitate și permeabilitate. De asemenea, dolomitizarea diagenetică nu modifică practic proprietățile rezervorului, deoarece compactarea diagenetică elimină deficitul de volum și nu există o creștere a porozității.

În timpul dolomitizării metasomatice catogenetice, care are loc într-un strat rigid de carbonat care practic nu este susceptibil de compactare ulterioară, datorită căreia se păstrează volumul total al rocii, o scădere a volumului fazei solide duce la o creștere a spațiului gol. Mecanismul procesului de dolomitizare este destul de complicat. Calcitul se dizolvă inițial în ape relativ slab mineralizate,

o parte din carbonatul de calciu din soluția rezultată intră în reacții de schimb, ceea ce duce la formarea dolomitei și tranziția acesteia la faza solidă, iar o parte din calciu rămâne în soluție și se efectuează cu aceasta.

Astfel, se stabilește influența asupra proprietăților rezervorului nu doar a dolomitei (conținutul absolut al dolomitei), ci și a dolomitizării - procesul suprapus, iar cel mai mare impact este exercitat de dolomitizarea metasomatică catagenetică. În acest caz, rocile cele mai permeabile sunt de obicei supuse unei dolomitizări catagenice semnificative sau continue, prin care este posibilă filtrarea apelor de formare purtătoare de magneziu și capabile să realizeze produsele formate în timpul reacției. Acestea sunt cel mai adesea roci formate din elemente modelate - oolitic organogen-detrital și tipuri similare de calcar.

5. Leşierea

Mineralele carbonate sunt compuși relativ ușor solubili, în special în prezența dioxidului de carbon în apă. O modificare a conținutului său în apă, care este determinată de temperatură, presiune, salinitatea apei, activitatea microbiologică și procesele de oxidare a materiei organice, poate modifica valoarea pH-ului destul de repede, prin urmare, în catageneză și hipergeneză, are loc un proces de leșiere, care include dizolvarea substanţei şi îndepărtarea produşilor dizolvaţi formaţi. O condiție extrem de importantă pentru leșiere este prezența rocilor permeabile și filtrarea prin acestea, care asigură afluxul de noi porțiuni de apă și îndepărtarea soluțiilor rezultate.

De aceea, rocile primare poroase și permeabile, precum și rocile fracturate sunt supuse leșierii în cea mai mare măsură; soiurile pelitomorfe și microgranulații practic nu conțin goluri secundare de leșiere (excluzând leșierea prin fractură).

Prezența argilei, a materialului silicios și organic dispersate uniform în rocă slăbește puternic procesele de leșiere. Dolomitul se dizolvă mai activ în apele sulfatate, iar carbonații de calciu în apele hidrocarbonate, iar aragonitul se dizolvă mai ușor decât calcitul. Acesta din urmă poate explica leșierea frecventă a cochiliilor, compuse inițial din aragonit, apariția „ooliticului negativ”

structuri, adică structuri cauzate de leșierea ooliților cu menținerea masei de cimentare.

Ca urmare a kata și a leșierii hipergenetice, se formează goluri de diferite forme și dimensiuni: de la fracțiuni de milimetru până la peșteri grandioase cu un diametru de până la zeci de metri și o lungime de multe zeci de kilometri.

Caracteristicile generale ale golului de leșiere sunt următoarele:

Neuniformitatea golurilor în dimensiune și formă; dimensiuni relativ mari și lățimea canalelor și deschiderilor - se formează cu o filtrare suficient de intensă a apei și permeabilitatea lor este deci destul de mare;

Distribuția neuniformă a spațiului gol: zonele inițial poroase și permeabile de rocă sau formațiuni dintr-un complex de depozite devin și mai poroase și permeabile, în timp ce în zonele adiacente slab permeabile, în condiții de mobilitate mai mică a apei, carbonații pot chiar precipita. Toate acestea conduc la o creștere a anizotropiei depozitelor în ceea ce privește proprietățile lor de rezervor;

Relația cu compoziția litologico-facies a depozitelor, confinarea la roci biomorfe, organogenico-detritale și alte tipuri de roci permeabile primare, precum și zone de fractură și formare stilolit.

6. Calcitizare și sulfatare

Calcitizarea începe deja în diageneză și este asociată în primul rând cu inversarea aragonitului în calcit; volumul de calcit este cu 9% mai mare decât volumul de aragonit, adică acest proces duce la o reducere a spațiului gol. Calcitarea digenetică din apa nămolului duce la litificare, care reduce și porozitatea. Cristale de calcit suficient de mari se formează în catageneza din apele de formare din pori, caverne, fisuri, fie reducându-le volumul, fie izolându-le unele de altele, fie umplând complet aceste goluri. Precipitarea catogenetică a sulfaților este foarte diversă. Acesta este, de exemplu, unul dintre produsele dolomitizării metasomatice. Cadere de sulfați din apele stratale este posibilă atunci când condițiile de temperatură și presiune și compoziția de sare a acestor ape se modifică. Sulfații de calciu sunt adesea introduși în rocile carbonatice permeabile din straturile de suprafață purtătoare de sare. În același timp, uneori există chiar și o cadere de halit, adică salinizarea rocilor carbonatice. S-a observat formarea de sulfați în partea apropiată a conturului rezervorului de petrol din cauza oxidării microbiologice a sulfului în zona de contact apă-ulei. În toate cazurile, sulfații invadează masa carbonatică a rocii sau, mai des, se dezvoltă în pori interformi, caverne și fisuri, umplându-le parțial sau complet și reduc astfel proprietățile de rezervor ale rocilor. Materialele considerate mai sus prezintă o varietate de procese care duc la formarea și transformarea spațiului gol al rocilor carbonatice, iar formarea de goluri cu intensitate variabilă cu rolul principal al anumitor procese are loc în diferite etape ale litogenezei - de la sedimentogeneză la hipergeneză. În acest sens, golurile din rocile carbonatice sunt împărțite în primare, formate în etapele sedimentogenezei și diagenezei, și secundare, a căror formare este asociată cu etapele de kata și hipergeneză. Acestea din urmă, la rândul lor, sunt împărțite în moștenite și nou formate. Primele se formează ca urmare a prelucrării golurilor primare existente prin creșterea și modificarea formei în timpul leșierii, dolomitizării, fracturării litogenetice, sau prin reducerea acestora ca urmare a compactării, calcitizării, sulfatizării etc. Cele din urmă se dezvoltă în roci fără un vizibil vizibil. legătura cu porozitatea primară și sunt determinate, în principal, de fracturarea tectonică și leșierea rezultată (Tabelul 4).Se stabilește o legătură foarte clară între proprietățile rezervorului, atât în ​​valorile absolute ale parametrilor care le caracterizează, cât și în structură. și morfologia spațiului porilor cu caracteristicile litologice ale rocilor, cu tipurile lor structurale și genetice, condițiile faciesului de precipitare a formațiunii.

Cele mai favorabile proprietăți de rezervor sunt deținute de calcarele biomorfe, organogenic-detritale și detritice, slab cimentate. Se caracterizează prin permeabilitate peste 100 10-15 m2, valori ridicate ale porozității deschise (20-30%) și conținut scăzut de apă reziduală (10-15%). Acesta din urmă ocupă un volum mic de pori; prin urmare, porozitatea efectivă este aproape deschisă și are aceleași valori ridicate. Calcarele și dolomitele chimiogene microgranulare și pelitomorfe, pe de altă parte, se caracterizează printr-un conținut ridicat de apă reziduală (în cea mai mare parte mai mult de 35% și adesea 50--70% sau mai mult) și o permeabilitate scăzută (<50 10-15 м2, а чаще <1--10 10- 1 5 м2). Весьма значительная остаточная водонасыщенность даже при наличии встречающихся высоких значений открытой пористости (15-20 %) определяет низкую эффективную пористость (до 5--7 %).

În general, rocile carbonatice cu porozitate și cavernozitate primară și secundară moștenită reprezintă un tip de rezervor cavernos-poros cu proprietăți ridicate de rezervor și filtrare și conținut scăzut de apă reziduală. Rocile cu goluri secundare nou formate din cauza fisurilor si cavernelor care se dezvolta de-a lungul lor reprezinta un tip de rezervor fracturat cavernos, unde capacitatea matricei este mica, iar capacitatea utila este compusa din capacitatea cavernelor si fisurilor.

Masa. 4 . Schema de subdiviziune a golurilor depozitelor carbonatice în funcție de momentul formării lor

Coeficientul de saturație al petrolului și gazelor din urmă este aproape de unitate, deoarece, datorită deschiderii lor semnificative, proprietățile unor astfel de rezervoare sunt determinate practic doar de fisuri și pot varia într-o gamă largă. Luând în considerare relațiile identificate între parametrii individuali care caracterizează proprietățile rezervorului (permeabilitatea, porozitatea, saturația apei reziduale) și dependența acestora de compoziția, structura și originea rocilor carbonatice, KIBagrintseva a propus o variantă a clasificării genetice estimate a rezervoarelor de carbonat, în care diferența de capacitate și proprietăți de filtrare asociate cu tipurile litogenetice de roci, caracteristicile lor texturale și structurale și condițiile pentru formarea spațiului gol.

Documente similare

Grupuri de organisme din mări și oceane. Organisme bentonice. Plancton. Fitoplancton. Zooplancton. Clădiri organogenice. Borcan. Recifele și tipurile lor. atoli. Compoziția organismelor de rift. Recife fosile. Originea petrolului și gazelor, migrația lor. Roci rezervor.

lucrare de termen, adăugată 02/04/2009


Poziția geografică a regiunii Gatchina, caracteristicile reliefului și depozitele geologice. Resursele agroclimatice, regimul apei și rețeaua hidrologică a teritoriului. Principalele roci ale Podișului Ordovician sunt gazon-carbonate, levigate și podzolizate.

lucrare de termen, adăugată 06/07/2009


Tipuri de rezervoare naturale de apă subterană, conținut de apă al rocilor cristaline și fracturate. Proprietățile spațiului fracturat de pori, conținutul de umiditate al rocilor. Stratificarea hidrogeologică a bazinului Caspic din regiunea Astrakhan.

lucrare de termen, adăugată 10.08.2014


Clasificarea, proprietățile mecanice și termice ale rocilor rezervor. Caracterizarea și evaluarea porozității, permeabilității și saturației spațiului gol cu ​​lichid și gaz. Condițiile de apariție a rocilor rezervor în capcanele de petrol și gaze din Siberia de Vest.

rezumat adăugat la 05.06.2013


Dezmembrarea secțiunii geologice a puțului după compoziție. Rezervoare terigene și fracturi intergranulare, roci intergranulare fracturate. Prezența unui rezervor de argilă în stâncă. Rezervor de argilă cu straturi intermediare nisipos-nâmoase de grosime mică.

lucrare de termen adăugată la 12.07.2011


Tipuri de roci rezervor pentru petrol, gaze și apă, diversitatea lor în compoziția mineralogică, geometria spațiului gol și geneza. Tipuri de zăcăminte de petrol. Porozitatea, permeabilitatea și suprafața specifică a rocilor, metode de laborator pentru măsurarea acestora.

lucrare de termen adăugată 20.03.2013


Calculul și recalcularea rezervelor prin diverse metode. Amplasarea zăcămintelor de petrol și gaze în lume. Resurse netradiționale și oportunități de implementare a acestora. Principalele criterii economice în noua clasificare a rezervelor și resurselor probabile de petrol și gaze combustibile.

rezumat, adăugat 19.03.2014


Factorii migrației petrolului și gazelor în scoarța terestră. Problema acumulării de hidrocarburi. Condițiile geologice limită ale acestui proces. Principala proprietate a spațiului geologic. Etapele separării apei, compactarea argilei. Formarea zăcămintelor de petrol și gaze.

prezentare adaugata la 10.10.2015


Informații istorice despre petrol. Geologia petrolului și gazelor, proprietăți fizice. Compoziția elementară a petrolului și gazelor. Aplicarea și importanța economică a petrolului. Teoria anorganică a originii hidrocarburilor. Teoria organică a originii petrolului și gazelor.

lucrare de termen adăugată 23.01.2013


Informații de bază despre zăcămintele de petrol și gaze, metode de formare a acestora și caracteristici ale explorării minerale. Domenii de aplicare și moduri de funcționare a diferitelor tipuri de puțuri utilizate pentru producție. Colectarea pe teren și tratarea petrolului, gazelor și apei.