Geum.ru

7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

Вид материалаДокументы
Geochemical aureoles around oil and gas accumulations in the Zechstein (Upper Permian) of Poland: analysis of fluid inclusions i
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10
  1. -8839

    Geochemical aureoles around oil and gas accumulations in the Zechstein (Upper Permian) of Poland: analysis of fluid inclusions in halite and bitumens in rock salt / V. M. Kovalevych, T. M. Peryt, S. N. Shanina и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 3. - P.245-262: ill., tab. - Bibliogr.: p.261-262.


Геохимиические ореолы вокруг нефтяных и газовых аккумуляций в цехштейне (верхняя пермь) в Польше: анализ жидких включений в галите и битумах каменной соли.

  1. -9554

   Geochemical study of crude oils from the Xifeng oilfield of the Ordos basin, China / Y. Duan, C. Y. Wang, C. Y. Zheng и др.
// Journal of Asian Earth Sciences. - 2008. - Vol.31,N 4/6. - P.341-356: ill., tab. - Bibliogr.: p.355-356.


Геохимическое исследование сырой нефти из нефтяного месторождения Сифын бассейна Ордос, Китай.

  1. -1376

   Geologic evolution and aspects of the petroleum geology of the northern East China Sea shelf basin / Gwang H. Lee, Booyong Kim, Kook Sun Shin, Don Sunwoo
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N2.-P.237-260:ill. - Bibliogr.:p.259-260.


Геологическая эволюция и нефтегеологические аспекты северной части шельфового бассейна Восточно-Китайского моря.


Анализ мультиканальных отражающих сейсмических профилей позволил установить, что северный шельфовый бассейн Восточно-Китайского моря испытал две стадии рифтинга с последующим региональным погружением. Начальный рифтинг в позднем мелу привел к образованию ряда грабенов и полуграбенов, заполненных аллювиальными и озерно-аллювиальными отложениями. В позднем эоцене - раннем олигоцене начальный рифтинг был прерван региональным поднятием и складчатостью (Юквийское событие). Рифтинг получил продолжение в раннем олигоцене, когда в заполнении рифтовых впадин продолжали доминировать аллювиальные и озерно-аллювиальные отложения. Вновь рифтинг был прерван второй фазой поднятия в раннем миоцене, отмечающей переход к пострифтовой стадии развития. Ранняя пострифтовая стадия (ранний миоцен-поздний миоцен) характеризовалась региональным погружением и морской трансгрессией на запад и северо-запад территории. Инверсия (Лонджиньское событие) в позднем миоцене прервала пострифтовое погружение, приведя к образованию обширного складчато-надвигового пояса в восточной части территории. Вся область вновь была захвачена региональным погружением и была преобразована в широкий континентальный шельф. Нефтематеринские породы включают синрифтовые озерные фации, речные сланцы и пласты углей. Синрифтовые речные, озерные и дельтовые отложения, пострифтовые литоральные и/или мелководно-морские песчаники и раздробленные породы основания представляют собой потенциальные резервуары. Выявлены различные типы ловушек углеводородов (например, ограниченные сбросами антиклинали, пологие надвиги, сбросы, несогласия, комбинированные структурно-литологические ловушки, зона выветривания основания и стратиграфические ловушки), но многие из них не опробованы.
  1. -9136

   Geology of giant gas fields in China / J. Dai, C. Zou, S. Qin и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 4/5. - P.320-334: ill.,tab. - Bibliogr.: p.333-334.


Геология гигантских газовых месторождений в Китае.

  1. -9136

   Geothermal history and petroleum generation in the Norwegian South Viking Graben revealed by pseudo-3D basin modelling / H. Justwan, I. Meisingset, B. Dahl, G. H. Isaksen
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23, N 8. - P.791-819: ill.,tab. - Bibliogr.: p.816-819.


Геотермическая история и генерация нефти в норвежском Южном Грабене Викинг, установленная путем псевдотрехмерного моделирования бассейна.


Углеводородные исследования в норвежском Южном Грабене Викинг(57о 45/-60о15/N) начались в конце 1960-х и к настоящему времени вступили в зрелую фазу. Создание псевдотрехмерной модели бассейна выполнено с целью расшифровки региональных тенденций в генерации и эмиграции УВ и оценки оставшегося потенциала этой зрелой нефтяной провинции. Генерация и эмиграция из всех главных нефтематеринских горизонтов в этой области в формациях Draupne, Heather, Hugin and Sleipner выполнена с использованием псевдотрехмерной модели, включающей 36 изохронных геохронологических событий. Картографическая псевдотрехмерная модель, построенная на топооснове, составлена из одномерных моделей, включающих карты: близповерхностную структурную и качества нефтематеринских пород. Эмиграция УВ из средне-верхнеюрских нефтематеринских пород на этой территории происходила в две главные фазы. Первая фаза длилась от палеоцена до среднего миоцена с пиком эмиграции нефти и газа во время раннего миоцена. Вторая, четвертичная фаза эмиграции, которая дала 11% и 13% всех нефти и газа, соответственно, связана с увеличением скорости прогибания в течение этого периода. Всего 74х109 см3 нефти и 8.2х1012 см3 газа генерировано в данной области. Зона Frigg на севере с генерированными 2.9х1012 см3 газа является преимущественно газопроизводящей, а зона Greater Balder с генерированными 17х109 см3 нефти - более нефтепроизводящая. В нижнем син-рифтовом отделе верхнеюрской формации Draupne преобладает эмиграция нефти(54% от всей генерированной нефти), в то время как в формации Heather доминирует эмиграция газа с 37% от всего генерированного газа. Прогнозные модели были успешно применены к объяснению истории заполнения и вторичных изменений зоны Greater Balder в норвежском секторе. Моделирование объясняет генезис нефтей формации Draupne в зоне Greater Balder как результат смешения дериватов нефтей, поступавших во время многократных фаз погружения. Основываясь на моделированных накопленных суммарных объемах генерированных и оцененных объемах содержащихся в зоне, оценки коэффициентов генерации-аккумуляции для Южного Грабена Викинг составили от 1.01 до 1.05% для нефти и 9.67-12.89% для газа. В свете сравнения с другими нефтяными системами и критической оценкой элементов данной нефтяной системы, оцениваемые коэффициенты аккумуляции должны стимулировать будущие исследования данной зоны.
  1. -1376

   Heat flow and surface hydrocarbons on the Brunei continental margin / G. W. Zielinski, M. Bjoroy, Zielinski R.L.B., I. L. Ferriday
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2007. - Vol.91,N 7. - P.1053-1080:ill. - Bibliogr.: p.1078-1080.


Тепловой поток и углеводороды земной поверхности на континентальной окраине Брунея.


Во время совместного сбора данных о тепловом потоке и геохимии в 186 скважинах на континентальной окраине Брунея, в обращенной к суше зоне изучаемой территории, где тепловой поток составляет 83,7+66,5 mW/m2 обнаружено обилие термогенетических УВ. В зоне обращенной к морю тепловой поток составляет 59.0+22.6 mW/m2 и термогенетические УВ вблизи земной поверхности большей частью отсутствуют. В связи с активностью аккреционных комплексов зоны с низкими тепловыми потоками совпадают с зоной субдукции Палаванского трога (северо-запад Борнео, Няньша). Зона гидротермальной конвенции с высоким тепловым потоком и фильтрации углеводородов, приурочена со стороны суши к осадкам дельты Baram, составляющих псевдоаккреционную призму. Фазовый переход от нефти к газу с увеличением геотермального градиента, наблюдаемый по данным бурения, проявляется в данных поверхностных наблюдений. Сравнение тепловых потоков побережий Брунея и Китая обнаруживает общность термотектонического начала, насчитывающего не менее 5 млн лет, наиболее древнюю (32 Ма) линейность магнитного поля в бассейне Южно-Китайского моря. Термальные проявления предшествующей активной субдукции были рассеяны и тепловой поток побережья Брунея восстановился до теоретических значений пассивной материковой окраины. В одиночной зоне высачивания установлен максимальный тепловой поток (604 mW/m2), сопровождаемый аномальными термогенетическими углеводородами. Флюид течет вверх со скоростью около 1.7 см/год(5.5х10-10m/s) с глубины 6 км, фокусируясь более чем в 30 раз, что объясняет наличие теплового потока и транспортировку углеводородов из потенциальных источников. По нашим данным скорость потока в виде восходящих пузырьков или сплошной газовой фазы в 42 раза выше. Наблюдаемые тепловые потоки вокруг ограниченных разломами седиментационных грабенов моделируются простыми моделями флюидных потоков. В соответствии с этими моделями измерения ограничены размерами грабена, в пределах которого тепловой поток одинаков и серьезно недооценено значение регионального теплового потока (23-80%) и термальной зрелости, тогда как тепловой поток во всех точках геохимического бурения дает достоверные значения. С увеличением расстояния от оси зоны высачивания систематически изменяются параметры теплового потока и состав углеводородов. Простая модель диффузии объясняет эти изменения приповерхностными процессами. Простая термогенетическая модель подтверждается также данными по газу, однако параметры термальной зрелости не указывают на причинную связь между тепловым потоком в зоне высачивания и термогенезисом. Инвариантные параметры, менее затронутые миграцией, фракционированием, смешиванием и биодеградацией остаются аномальными на расстоянии более 250 м от оси зоны высачивания, охватывая все четыре проявления высоко температурного потока. Данные бурения, сопоставленные с приповерхностными газами, аномального состава, позволяют идентифицировать место высачивания в виде разлома. Инвариантные параметры теплового потока, являющиеся экстремальными в зоне высачивания, могут быть индикаторами активной фильтрации, поскольку там углеводороды менее изменены и более тесно связаны с их источниками. Региональные данные, охватывающие более 10 000 км2, отражают приповерхностные процессы, происходящие в 500-метровой зоне высачивания. Следовательно, расстояния от региональной зоны высачивания и палеотепловой поток могут быть взаимосвязанными.
  1. -9136

Huvaz O.
   Petroleum systems and hydrocarbon potential analysis of the northwestern Uralsk basin, NW Kazakhstan, by utilizing 3D basin modeling methods / O. Huvaz, H. Sarikaya, T. Isik
// Marine and Petroleum Geology. - 2007. - Vol.24,N 4. - P.247-275:ill.,tab. - Bibliogr.: p.273-275.


Анализ нефтяных систем и углеводородного потенциала северо-востока Уральского бассейна, северо-восток Казахстана, на основе методов трехмерного моделирования бассейна.


На северо-востоке Уральского бассейна, на месторождениях Тепловско - Токаревской группы, а также Чаганском и Даринском, локализованных в цепи барьерных рифов и ориентированных в СВ-ЮЗ направлении, добывается газ и небольшое количество нефти. Наиболее значительные резервуары этого бассейна ассоциируют с шельфовыми рифами, рифовыми выступами, атолловыми и баровыми фациями карбонатных комплексов, дельтовыми или приливно-отливными фациями платформенных месторождений и кластических резервуаров конусов выноса или склоновых фаций. Бассейн включает ряд нефтяных систем, включающих глубоководные морские черные сланцы палеозоя с содержанием Сорг до 10%. Оценки значимости этих систем были получены с помощью одно- и трехмерных моделей бассейнов, сконструированных с использованием геологических, геофизических и геохимических данных. Подсолевая часть северо-востока Уральского бассейна имеет наиболее высокий углеводородный потенциал и наиболее низкий поисковый риск, сравнимый с надсолевой серией, несмотря на необходимость бурения до экстремальных глубин (более 5000 м), особенно во Внутренней зоне. Ловушки различных типов связаны с соляной тектоникой, способствующей накоплению углеводородов в установленных в процессе разведки резервуарах: артинском (филипповском), франском, бобриковском (тульском) и башкирском. Среди этих резервуаров артинский (филипповский) - главный нефтесодержащий резервуар на Гремячинском и Тепловском месторождениях. Он хорошо дополнен с точки зрения источника углеводородов рядом нефтегазоматеринских пород. Кроме того, его кровля эффективно запечатана кунгурской солью. Среди 15 изученных и подвергнутых моделированию нефтегазоматеринских толщ наиболее эмигрантоспособными являются афонинские, живетские, фаменские, турнейские, тульские, серпуховские, и верейские отложения, интенсивно питающие резервуары северо-востока Уральского бассейна, начиная с триаса. Ошибка времени заполнения ловушки минимальна, особенно во Внутренней Зоне и Зоне Сброса, поскольку ловушки сформировались раньше. Результаты моделирования генерации, эмиграции и миграции нефти и газа позволяют оценить суммарные ресурсы пластов Гремячинской, Западно-Тепловской, Тепловской, Токаревской, Восточно-Гремячинской, Ульяновской и Цыгановской структур в объеме 179 млн. баррелей газа (в нефтяном эквиваленте) и 89 млн. баррелей нефти.
  1. -9136

   Igneous complexes in the eastern Northern South Yellow Sea Basin and their implications for hydrocarbon systems / Gwang H. Lee, Young I. Kwon, Chong S. Yoon и др.
// Marine and petroleum geology. - 2006. - Vol.23, N 6.-P.631-645:ill.,tab. - Bibliogr.:p.644-645.


Магматические комплексы на востоке Северного Южного бассейна Желтого моря и их значение для углеводородных систем.


Данные многоканальной сейсморазведки на востоке Северного Южного бассейна Желтого моря выявили наличие различных магматических и связанных с ними объектов, таких как штоки, лакколиты, силлы, дайки, вулканические проявления и системы гидротермальных жерл. Штоки представляют собой вытянутые вертикальные интрузивы, характеризующиеся сейсмически мертвыми зонами с опрокинутыми вмещающими породами и приподнятыми перекрывающими. Лакколиты формируют широкие слаборасчлененные холмы с клиновидными краями. Силлы отображаются как согласные высокоамплитудные отражения с отчетливым латеральным распространением. Дайки характеризуются крутопадающими перекрестными отражениями. Вулканические проявления, наблюдаемые в кровле мелкого эродированного фундамента, состоят из холмов и пиков, вероятно представляющих собой вулканы и их остатки. В статье отмечено, что штоки и лакколиты могут формировать ловушки для углеводородов подобно соляным диапирам. Дайки, внедренные в деформированный слой, могут создавать ловушки сходные с ловушками формируемыми разломами. Силлы, могут формировать служить покрышками, и кроме того увеличивать зрелость нефтематеринских пород за счет повышенного теплового потока. Вулканические остатки могут представлять собой резервуары. Гидротермальные жерла могут формировать каналы для миграции флюидов.
  1. -8839

   Impact of magmatism on petroleum systems in the Sverdrup basin, Canadian Arctic islands, Nunavut: a numerical modelling study / S. F. Jones, H. Wielens, Williamson M-C., M. Zentilli
// Journal of Petroleum Geology. - 2007. - Vol.30,N 3.-P.237-255:ill. - Bibliogr.: p.253-255.


Влияние магматизма на нефтяные системы в бассейне Свердруп, Канадский арктический архипелаг, Нунавут: изучение посредством числового моделирования.


Впервые использовано числовое моделирование для исследования взаимодействия между нефтяной системой и интрузией силла на северо-востоке бассейна Свердруп в канадском арктическом архипелаге. Хотя исследования углеводородов были успешны на западе бассейна Свердруп, результаты в северо-восточной части бассейна разочаровывают, несмотря на наличие подходящих мезозойских нефтематеринских пород, миграционных путей и структурных ловушек, большого количества эвапоритов. Это было объяснено 1)формированием структурных ловушек во время инверсии бассейна в эоцене, после главной фазы генерации углеводородов и/или 2)присутствием эвапоритовых диапиров, локально изменивших геотермальный градиент, приведший к термальному перезреванию углеводородов. Это исследование является первой попыткой моделирования внедрения силла в меловом периоде в восточно-центральной части бассейна Свердруп и исследования его влияния на нефтяную систему. Одномерная числовая модель, сконструированная с использованием PetroMod 9.0 к, исследует влияние рифтинга и магматизма на термальную историю и генерацию нефти в районе скважины Depot Point L-24, на восточном острове Axel-Heiberg. Возможности описания термальной истории ограничены отражательной способностью витринита, данными треков деления и тектоникой. Определялись интервалы времени, в течение которых были генерированы углеводороды и иллюстрировались взаимодействие между генерацией углеводородов и магматической активностью во время внедрения силла в течение раннемелового времени. Сравнение нефтяных и магматических систем в контексте ранее предложенных моделей эволюции бассейнов и возобновления тектонической активности, было существенным шагом в интерпретации результатов, полученных из скважины Depot Point L-24. Результаты моделирования показывают, что эпизод незначительного возобновления рифтинга и широкого внедрения силла в раннем мелу произошел после генерации углеводородов, прекратившейся около 220 Ма в формациях Hare Fiord и Van Hauen. Следовательно, на генерационный потенциал этих, наиболее глубокозалегающих формаций внедрение этого силла основного состава вероятно не повлияло. Однако эта модель предполагает, что в неглубокозалегающих нефтегазоматеринских породах, таких как формация Blaa Mountain, быстрая генерация природного газа произошла около 125 Ма одновременно с тектоническим обновлением и внедрением силла в восточно-центральной части бассейна Свердруп. Тщательно проведенное исследование показывает, что внедрение силла увеличило скорость генерации углеводородов в формации Blaa Mountain и способствовало скорее генерации газа, чем нефти.
  1. -8609

Italiano F.
   Gas geochemistry as a tool to investigate the Earth's degassing through volcanic and seismic areas: the soul of the 8th International Conference on gas geochemistry / F. Italiano, W. D'Alessandro, M. Martelli
// Journal of Volcanology and Geothermal Research. - 2007. - Vol.165, N 1/2. - P.1-4. - Bibliogr.: p.3-4.


Газовая геохимия как инструмент исследования дегазации Земли через вулканические и сейсмичные области: атмосфера 8-ой международной конференции по газовой геохимии (МКГГ).


8-я международная конференция по газовой геохимии состоялась на Сицилии 2-8 октября 2005 года. 82 участника из 14 стран представили 93 доклада, охватывающие результаты важных исследований по газовой геохимии: от продвижения в исследованиях по механохимической генерации газа до практических применений к оценке влияния вулканической эмиссии на окружающую среду; от наиболее продвинутых оценок на влияние дегазации Земли на климатические изменения до мониторинга газовой опасности в населенных сейсмических и вулканических областях, от генетических оценок газов, выделяющихся в тектонических разломах до изменений, индуцированных сейсмической активностью. МКГГ являются единственными конференциями, полностью посвященными газовой геохимии, где ученые, приезжающие из многих стран с различными культурами имеют возможность обменяться опытом по множеству аспектов газовой геохимии. Газовый обмен между атмосферой и земной поверхностью составляет важнейший аспект глобальных геохимических циклов главных газовых компонентов (H2O, CO2, H2, CH4, S, галогенов) а также рассеянных металлов и благородных газов. Известно, что дегазация Земли происходит не равномерно над дневной поверхностью, а скорее концентрируется вдоль границ плит, где динамика литосферы более интенсивная и газ из недр Земли легче выходит к поверхности. Здесь же в наибольшей степени проявляется связь между вулканической и сейсмической активностью. В сейсмически активных регионах наиболее значимо проявляется дегазация СО2. В наибольших масштабах дегазация Земли происходит через вулканические плюмы (эманации через почвы, мофетты, вулканический пепел, вспененные воды и т.д.). Некоторые из них особенно важны для глобальных геохимических циклов. Например, вулканическая грязь, присутствующая в тектонически активных регионах, выделяет в атмосферу большие количества СН4, весомые в геохимическом цикле этого компонента вместе со значительными количествами СО2. Кроме того, природная эмиссия СО2 и СН4 является источником парниковых газов и учитывается в моделях изменения климата. Набор главных летучих компонентов ограничен Н2О, СО2 и СН4. Реже преобладает N2. СО2 является продуктом дегазации мантии или химического распада карбонатных пород Земной коры. Меньшая часть СО2 продуцируется органическим веществом. Современные исследования показывают, что СО2 может генерироваться под воздействием механической энергии путем диссоциации кальцита в результате эффекта перемалывания. Говоря о СН4, возможны два главных генерационных процесса: термогенный и биогенный (микробиальный) изменения керогена. Источник N2 - это воздух и воздухонасыщенные воды, меньше N2 происходит из осадков погружающейся литосферы, хотя немного вкладывает верхняя мантия. Во время миграции летучей фазы к поверхности взаимодействие с водоносными горизонтами играет основную роль в конечном составе газовой фазы. Наиболее растворимые газовые компоненты (SO2, H2S, HCl и HF), присутствующие в вулканических газах будут концентрироваться в водной фазе, в то время как менее растворимые легкие благородные газы будут накапливаться в газовой фазе. СО2, занимающий промежуточное положение будет сильно обогащать газы, освобождаемые геотермальными системами. Вулканы иногда конкурируют с антропогенными источниками эмиссии. Этна рассматривается как самый крупный точечный источник НF атмосферы. Ежедневная эмиссия SO2 вулкана Miyakejima (Япония) во время кульминации его эруптивного кризиса 2000 - 2001 г. была сравнима с антропогенной эмиссией всей Азии. Другой аспект воздействия дегазации Земли на человека - токсичность таких компонентов как СО2, SO2, H2S, летучие составляющие мышьяка, радон, радиоактивные благородные газы.
  1. -9136