Geum.ru

7. Нефть и газ

Вид материалаДокументы
Камалетдинов М.А.
Клименко С.С.
Кривощеков С.Н.
Леонов М.Г.
Литологические основы прогноза нефтегазоносности
Лычаков В.А.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8

Камалетдинов М.А.
   К проблеме открытия новых скоплений углеводородов в Башкортостане / М. А. Камалетдинов, Р. А. Исмагилов
// Геология, полезные ископаемые и проблемы геоэкологии Башкортостана, Урала и сопредельных территорий. - Уфа, 2008. - С.244-245. - Библиогр.: с.245.
  1. Б75464

Ким Б.И.
   Геологическое строение и нефтегазоносность Восточно-Арктического шельфа России / Б. И. Ким, Н. К. Евдокимова, Л. Я. Харитонова
// Геология полярных областей Земли. - М.,2009. - Т.1. - С.266-271.
  1. -5746

Ким Б.И.
   Нефтегеологическое районирование шельфа восточно-арктических морей России и перспективы их нефтегазоносности / Б. И. Ким, Н. К. Евдокимова, О. И. Супруненко
// Геология нефти и газа. - 2007. - №2.-С.49-59. - Библиогр.:5 назв.


Уточнены границы двух потенциально нефтегазоносных провинций (ПНГП) - Новосибирско-Чукотской и Восточно-Арктической, а также Лаптевской ПНГО. Лаптевская ПНГО охватывает западную и центральную части шельфа моря Лаптевых и является акваториальным продолжением Сибирской платформы с тремя этажами нефтегазоносности: нижний (PRr3-C1t) преимущественно карбонатный, средний (C1v - K1n) терригенный и верхний (K1a - Kz), терригенный. В нижнем этаже наиболее перспективны кавернозные доломиты кровли венда и терригенно-карбонатные породы кембрия с регионально выдержанной битуминозностью. В среднем этаже нефтегазоносности наиболее благоприятны для генерации и аккумуляции УВ пермские отложения, состоящие из чередующихся глинистых и песчаных пачек с глубинами залегания 1.5 - 6 км. В верхнем этаже нефтегазоносности имеются коллекторы дельтовых фаций и глинистые покрышки, залегающие на глубине до 5 км. Вышележащие глинистые отложения палеогена являются покрышками и одновременно нефтегазоматеринскими толщами при погружении до 3 км. Все впадины ПНГО - крупные очаги генерации, все положительные структуры - зоны аккумуляции (Трофимовское поднятие, вал Минина и Западно-Ленский купол). Высокая перспективность структур подтверждается аномальными (до 2.3 см3/кг) содержаниями УВ газов. Новосибирско - Чукотская ПНГП состоит из восточной части шельфа моря Лаптевых и южной части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей, осадочный чехол которых представлен отложениями (K1a - Kz) и состоит из двух ПНГО. В Новосибирской ПНГО к наиболее перспективным относятся прогибы Анисинский, Толля и Санга-Балаганский. В Южно-Чукотской ПНГО (восточная часть Южно-Чукотского прогиба) возможным источником УВ могут быть апт-альбские глинистые отложения формации Торок, а коллекторами - турбидитовые песчаники этой же формации, содержащие проявления нефти в американском секторе. В качестве основного объекта поисков УВ рассматриваются пески палеогена. Восточно-Арктическая ПНГП занимает северные части шельфов Восточно-Сибирского и Чукотского морей и включает две перспективные НГО: Де-Лонга (на западе) и Северо- Чукотскую (на востоке). В ПНГО Де-Лонга интерес для поиска нефти и газа представляют терригенно-карбонатные отложения карбона и терригенные отложения триаса, а также меловой и палеогеновый комплексы. Северо- Чукотская ПНГО развита на севере Чукотского шельфа. Перспективы нефтегазоносности доказаны открытием газоконденсатного месторождения Бюргер в нижнемеловых отложениях американского сектора. Наиболее перспективны резервуары верхней юры-палеогена.
  1. -5995А

Кислухин И.В.
   Перспективы нефтегазоносности малышевского горизонта северо-западных районов Западной Сибири / И. В. Кислухин
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №4.-С.26-29:ил. - Рез.англ.
  1. -10058

Кичигина Т.М.
   Детализация сложнопостроенных залежей с обоснованием выделения в них обводненных зон / Т. М. Кичигина, В. Г. Мирошкин
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2006. - №4.-С.19-21:ил.


Падение добычи нефти на давно разрабатываемых залежах потребовало поисков новых резервов, как для поддержания текущей добычи, так и для ее возможного увеличения. В статье рассматривается один из методов повышения отборов жидких углеводородов, который заключается в выборе участков с минимальным обводнением на залежи для бурения новых скважин или стволов. Комплексный набор геолого-промысловых и геофизических методов позволяет на залежах длительно разрабатываемых месторождений исключить обводненные внутри залежные зоны коллектора и выбрать наиболее благоприятные участки для бурения новых скважин и вторых стволов, а также повысить или стабилизировать добычу нефти. Дифференциация залежей по зонам насыщения коллекторов дает возможность скорректировать площадь распространения нефтесодержащих пластов, уточнить начальные запасы углеводородов и выбрать наиболее рациональный способ их эксплуатации.
  1. Г22733

Клименко С.С.
   Нафтидогенез и перспективы поисков углеводородов в ордовикско-нижнедевонском комплексе Тимано-Печорского бассейна / С. С. Клименко, Л. А. Анищенко
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.54-57: табл. - Библиогр.: 5 назв.
  1. -9767

Клычев Н.В.
   Водно-растворенные газы глубокозалегающих горизонтов как показатели нефтегазоматеринского потенциала осадочных толщ / Н. В. Клычев, В. В. Гонтарев
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2006. - Вып.48.-С.56-59:ил. - Библиогр.:9 назв.
  1. В54280

Коблов Э.Г.
   Система ресурсно-геологических оценок морских объектов детального прогноза / Э. Г. Коблов, Н. А. Ткачева
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.55-76: ил., табл. - Библиогр.: 17 назв. - Рез.англ.
  1. -9741

Кононов Ю.С.
   Некоторые предпосылки нефтегазоносности палеозоя восточного замыкания кряжа Карпинского / Ю. С. Кононов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №3.-С.17-21:ил. - Библиогр.:28 назв.
  1. -7253

Конюхов А.И.
   Строение и геологическая история осадочных нефтегазоносных бассейнов Северной Атлантики / А. И. Конюхов
// Литология и полез.ископ. - 2009. - №3.-С.253-269:ил. - Библиогр.:с.268-269.
  1. Г22733

Коротков Б.С.
   Методические аспекты нефтегазопоисковых работ на больших глубинах / Б. С. Коротков, С. Б. Коротков
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.62-64.
  1. Г22753

Корсунь В.В.
   Нефтегазоносность Узбекистана и Западной Сибири / В. В. Корсунь. - СПб.: Недра, 2008. - 179 с., [12] л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.: с.174-179(112 назв.). - ISBN 978-5-94089-113-0.
  1. -9741

Красавчиков В.О.
   Линейные решающие правила,минимальные по числу признаков,при решении прогнозных задач геологии нефти и газа / В. О. Красавчиков
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №1.-С.23-30. - Библиогр.:22 назв.


Описывается разработанный автором метод распознавания, свыше десяти лет применяющийся в ИГНГ (в настоящее время - институт нефтегазовой геологии и геофизики) СО РАН при решении широкого круга задач геологии нефти и газа. Это - линейный метод, т. е. отыскивающий гиперплоскость, разделяющую объекты обучения разных классов (задача распознавания рассматривается в двухклассовой постановке). Его применение иллюстрируется на примере картографирования границ распространения реперного угольного пласта У10 (нижняя-средняя юра) для Пудинского района (Томская область) Западно-Сибирского НГБ.
  1. -9741

Кривощеков С.Н.
   Построение матрицы элементарных ячеек при прогнозе нефтегазоносности вероятностно-статистическими методами на территории Пермского края / С. Н. Кривощеков, В. И. Галкин
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №8.-С.20-23:ил.,табл.,портр. - Библиогр.:3 назв.
  1. Г22749

Кропачев Н.М.
   Реконструкции литолого-фациальных моделей горизонта Ю1 васюганской свиты по данным сейсморазведки и бурения / Н. М. Кропачев, К. Г. Скачек; отв.ред. Г.Г.Шемин; Открытое акционер.о-во "СибНАЦ", Закрытое акционер.о-во "Науч.-произв.центр "СибГео", О-во с огранич.ответственностью "Лукойл-Зап.Сибирь", Террит.произв.предприятие "Когалымнефтегаз". - Новосибирск: Изд-во Сиб.отд-ния РАН, 2008. - 184,[2] с., [5] л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.: с.178-184. - ISBN 978-5-7692-0990-1.
  1. -9741

Крылов Н.А.
   Оценка возможных направлений дальнейших поисков нефти и газа в Ферганской впадине / Н. А. Крылов, М. С. Кучеря, Н. У. Мухутдинов
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2009. - №2.-С.4-13:ил. - Библиогр.:8 назв. - Рез.англ.
  1. В54280

Крылов Н.А.
   Показатели качества ресурсов газа и их прогноз / Н. А. Крылов
// Теория и практика нефтегеологического прогноза. - СПб., 2008. - С.100-109: ил., табл. - Библиогр.: 16 назв. - Рез.англ.
  1. -9741

Крылов Н.А.
   Формации и нефтегазоносность мезозойско-кайнозойских отложений межгорных впадин Тянь-Шаня / Н. А. Крылов, М. С. Кучеря
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №6.-С.4-10:ил. - Библиогр.:8 назв. - Рез.рус.англ.:с.60.
  1. Б75403

Крючков В.Е.
   Влияние конседиментационной складчатости на формирование ловушек углеводородов в неокомских отложениях Западной Сибири на примере Песцового месторождения / В. Е. Крючков, Г. Р. Пятницкая, А. М. Радчикова
// Типы седиментогенеза и литогенеза и их эволюция в истории Земли. - Екатеринбург, 2008. - Т.1. - С.384-386.
  1. -5995А

Курчиков А.Р.
   Модель формирования и перпективы нефтегазоносности ачимовской толщи Западной Сибири / А. Р. Курчиков, В. Н. Бородкин, К. О. Забоев
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2009. - №4.-С.30-35:ил. - Библиогр.:7 назв. - Рез.англ.
  1. -9741

Лавренова Е.А.
   Газогеохимические методы поисков углеводородов на акваториях.Технология проведения работ / Е. А. Лавренова
// Геология, геофизика и разраб. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №7.-С.46-51. - Библиогр.:17 назв.
  1. -5746

Ларкин В.Н.
   Прогнозирование новых зон нефтегазонакопления на юго-западе Восточной Сибири / В. Н. Ларкин, В. И. Вальчак
// Геология нефти и газа. - 2007. - №1.-С.24-31:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ.


Новые зоны нефтегазонакопления на юго-западе Лено-Тунгусской НГП прогнозируются по результатам геолого-разведочных работ, проведенных в последние годы по региональным опорным профилям "Батолит", "Алтай - Северная Земля" и диагональному профилю "скв. Мадринская - 156 - п. Кежма". Разрез представлен слоистыми осадочными породами и сильно деформированным комплексом осадочно-вулканогенных толщ, глубоко метаморфическими образованиями докембрия, прорванными интрузиями от ультраосновного до кислого состава, а также метаморфитами земной коры. Подтверждены стратиграфические границы резервуаров и нефтегазоносных пластов подсолевых вендских и нижнекембрийских отложений центральных районов Лено-Тунгусской НГП. Терригенный комплекс венда трансгрессивно с угловым несогласием залегает на размытой поверхности рифейских пород. Выклинивается в северном направлении в центральной части Байкитской антеклизы, но широко развит в Присаяно-Енисейской синеклизе, на Катангской седловине и западном склоне Непско-Ботуобинской антеклизы. Регионально нефтегазоносен на Непско-Ботуобинской и Байкитской антеклизах, Ангаро-Ленской ступени и Катангской седловине. Второй по масштабам нефтегазоносности - карбонатный комплекс осинского горизонта, зонально нефтегазоносен вдоль обрамления палеовершин Непско-Ботуобинской антеклизы. Нижний перспективный резервуар - карбонатные породы верхне - (куюмбинская свита) и среднерифейского (юрубченская свита) комплексов. Промышленная нефтегазоносность установлена на Камовском своде Байкитской антеклизы в процессе разведки Юрубчено-Тохомского и Куюмбинского месторождений. На основании комплексной интерпретации геолого-геофизического материалов в структуре венд-палеозойского плитного комплекса выделены приподнятые бортовые зоны Иркинеевско-Чадобецкого авлакогена. В некоторых из них уже открыты нефтяные месторождения.
  1. -5663

Леонов М.Г.
   Тектоника консолидированной коры = Tectonics of the consolidated crust / М. Г. Леонов. - М.: Наука, 2008. - 454,[2] с.,[28]л.ил.,[1]л.портр.: ил.,табл. - (Труды Геологического института / РАН, ISSN 0002-3272; вып.575). - Библиогр.в конце гл. - Рез.англ. - ISBN 978-5-02-035780-8.

В монографии рассмотрен широкий спектр вопросов, связанных с изучением консолидированного слоя земной коры в пределах молодых и древних платформ, складчатых поясов, срединных массивов, внутриконтинентальных орогенов. Дан обзор представлений о консолидированной коре; сформулирова­ны понятия «консолидированная кора» и «фундамент»; описаны механизмы структурно-вещественной переработки пород фундамента на плитной стадии развития и в период тектонической активизации; предложены модели геодинамической эволюции крупных геоструктур земной коры. Выявлены законо­мерности структурно-вещественной и геодинамической эволюции консолидированной коры континен­тов; установлены формы проявления тектонических движений и образования специфических структур­ных ансамблей; показаны механизмы формирования новых объемов гранитно-метаморфического слоя; предложена модель формирования коллекторов УВ сырья в кристаллических толщах фундамента. Книга является первым капитальным трудом по тектонике консолидированной коры и не имеет аналогов ни в отечественной, ни в зарубежной литературе.
  1. Г22756

    Литологические основы прогноза нефтегазоносности / В. В. Шиманский, Н. В. Танинская, Н. Н. Колпенская и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.323-326: ил. - Библиогр.: 7 назв. - Рез. англ.
  1. -2839

Ломтев В.Л.
   Признаки газоносности западного борта Татарского трога (Японское море) / В. Л. Ломтев, К. Ю. Торгашов, В. Н. Патрикеев
// Вестн.Дальневост.отд-ния РАН. - 2008. - №6.-С.63-71:ил. - Библиогр.:20 назв. - Рез.англ.
  1. -8903

Лукин А.Е.
   Самородно-металлические микро- и нановключения в формациях нефтегазоносных бассейнов - трассеры суперглубинных флюидов / А. Е. Лукин
// Геофиз.журн. - 2009. - №2.-С.61-92:ил. - Библиогр.:с.91-92. - Рез.укр.,англ.

С целью выявления участия суперглубинных безводных (сверхсжатых) газовых флюидов в формировании коллекторов нефти и газа, был проведен комплекс аналитических исследований (сканирующая электронная микроскопия с энергодисперсным микроанализом, дифрактометрия и др.) более 2000 образцов (около 50 месторождений). Их репрезентативность определялась широким географическим (Днепровско-Донецкая и Прикаспийская впадины, Тимано-Печорская провинция, Западная и Восточная Сибирь, Южновьетнамский шельф, Черноморский регион и др.) и стратиграфическим (докембрий – кайнозой) охватом, глубиной отбора (до 7 км), разнообразием петрографического состава (кварцевые песчаники, аркозы, граувакки, карбонаты, вулканиты, граниты, гнейсы, амфиболиты и др.) и физико-геохимических типов залежей (тяжелые, легкие и средние нефти, газоконденсаты, жирные, сухие метановые и кислые газы). Практически во всех образцах были установлены мезо-, микро- и наночастицы самородных металлов, интерметаллидов и природных сплавов. Их концентрация в образованиях, связанных с пульсационным внедрением, мгновенной конденсацией и «замораживанием» суперглубинных флюидов намного выше, чем в поровом пространстве коллекторов метасоматитов. Однако установленная повсеместная зараженность нефтегазоносных комплексов частицами самородных металлов, сплавов и интерметаллидов однозначно свидетельствует об участии флюидов в образовании коллекторов нефтяных и газовых залежей. Идентичность самородно-металлических ассоциаций, независимо от вещественного состава и возраста исходных пород, указывает на общий источник. При этом конкретные наборы элементов могут варьировать, однако некоторые из них (железо, никель, хром, титан, золото, вольфрам и др.) характеризуются сквозным распространением. Это свидетельствует о том, что минеральный состав субстрата и его петрофизические особенности играют роль в локализации гипергенного метасоматоза, а его окончательный результат в виде вторичного коллектора определяется энергетическим потенциалом и физико-геохимическими особенностями суперглубинного флюида при взрыве возникающих газовых пузырей на границе ядро – мантия. Химическое, структурное и морфологическое разнообразие частиц в сочетании со стохастичностью их распределения (формирование сростков несовместимых в породах земной коры металлов) указывает на многообразие механизмов возникновения и транспортировки этих частиц. Можно выделить четыре основных механизма образования самородно-металлических включений в коллекторах нефти и газа: - образование при взрывах на границе ядро – мантия непосредственно в жидком ядре и транспортировка во взвешенном состоянии потоками сверхсжатого газа; - кавитация во время вскипания флюида; - сублимация из газа непосредственно в коллекторе; - взаимодействие растворимых в газе соединений металлов с флюидопородными системами литосферы, их участие в процессе минералообразования. Самородно-металлические частицы в нафтидоносных комплексах можно рассматривать как трассеры сверхглубинных флюидов, основой которых является водородно-метановый поликомпонентный сверхсжатый газ. Постоянное присутствие минерально-геохимических сверхглубинных меток в нефтегазоносных коллекторах указывает на необходимость учета сверхглубинных факторов в формировании нефтегазоносных бассейнов. Можно даже говорить о сверхглубинных «корнях» не только крупных ареалов нефтегазонакопления, но, по аналогии с наиболее крупными рудными месторождениями, и отдельных гигантских нефтегазовых месторождений. Все вышесказанное коренным образом меняет существующие представления о генезисе нефти и газа и об углеводородном потенциале недр Земли.
  1. Г22733

Лычаков В.А.
   Оценка глубины начала разгазирования нефти по стволу скважины в зависимости от заданного режима её эксплуатации на примере Югид-Соплесского нефтяного месторождения / В. А. Лычаков
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.85-88: ил.,табл. - Библиогр.: 1 назв.
  1. -9741

Малюшко Л.Д.
   Метод ДГМ (диагностики генезиса минералов) - эффективный физико-химический способ локального прогноза залежей УВ при прямых поисках нефти и газа / Л. Д. Малюшко, Ю. И. Коробов, А. И. Ларичев
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №7.-С.45-50:ил.,табл. - Библиогр.:7 назв.
  1. -7024А

Марина М.М.
   Прогноз распределения типов органического вещества и очагов нефтегазообразования в отдельных нефтегазоматеринских отложениях Печорского моря / М. М. Марина, Ю. М. Берлин, В. Я. Троцюк
// Арктика и Антарктика. - 2007. - Вып.5.-С.42-53:ил. - Библиогр.:с.52-53.

На акватории Печорского моря с 1989 по 1999 гг. были открыты 6 месторожде­ний УВ сырья. Несмотря на довольно высокую степень геологической изученности ре­гиона, остаются нерешенными вопросы генезиса УВ и условий, определяющих их фа­зовый состав и масштабы генерации в различных структурах. Для их решения предлагается использовать авторский историко-генетический метод (1980, 1982, 1984, 1988 гг.), основанный на выделении в разрезах осадочных толщ потенциально нефтегазоматеринских отложений с прогнозом распределения ОВ, оценки степени его прогрева и прогноза очагов нефтегазообразования. Более половины месторождений Тимано-Печорской провинции имеет от 4 до 12 продуктивных горизонтов, приуроченных к различным стратиграфическим уровням – от силура до триаса. Геохимические исследования указывают на генетическую связь большинства нефтяных залежей с вмещающими литолого-стратиграфическими комплексами. В качестве основных материнских отложений выделяются силурийская – нижнедевонская, верхнедевонская и карбонатная нижнепермская толщи. По результатам комплексного анализа данных, полученных по наземным скважинам, была проведена экстраполяция на акваторию, в результате которой для каждой из трех материнских толщ составлены схемы распределения типов ОВ. Выделены четыре основных типа керогена: а) преимущественно сапропелевый; б) смешанный с преобладанием сапропелевого; в) смешанный с преобладанием гумусового; г) преимущественно гумусовый. В оценочных разрезах скважин Поморской, Северо-Гуляевской и Приразломной площадей рассчитаны современные температурные условия на границах выделенных литолого-стратиграфических комплексов. Эти температуры (82-96С) находятся в пределах, характерных для главной зоны нефтеобразования. По отражательной способности витринита в наземных скважинах спрогнозированы палеотемпературные условия залегания нижнепермских отложений в акватории. Предполагается, что они выше рассчитанных современных и определяют наиболее высокую степень прогрева пород нижней перми. На основании сопоставления пространственного распределения типов ОВ и палеотемператур составлена прогнозная схема распределения очагов нефтегазообразования в нижнепермских отложениях и выделены отдельные зоны генерации УВ. Зона начальной генерации (до 135С) преимущественно нефтяных УВ приурочена к продолжениям Варандей-Адзьвинской структурной зоны, Хорейверской впадины и Колвинского вала. Зона завершенного нефтеобразования (135-180С) прогнозируется на севере и северо-западе Печорского моря, где нижнепермские отложения, очевидно, реализовали нефтегенерационные возможности. Т.о., наиболее перспективными для поисков залежей нефти и газа являются неразбуренные структуры, расположенные в пределах выделенных очагов нефтегазообразования или в непосредственной близости от них. При этом отмеченная сопряженность выделенных в нижнепермских отложениях зон с определенным типом ОВ и УВ скоплений может быть использована для раздельного прогнозирования залежей нефти и газа.
  1. -1640