Geum.ru

7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

Вид материалаДокументы
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Justwan H.
   Geochemical characterisation and genetic origin of oils and condensates in the South Viking Graben, Norway / H. Justwan, B. Dahl, G. H. Isaksen
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 2.-P.213-240.

Геохимическая характеристика и генетическое происхождение нефти и конденсатов в грабене South Viking, Норвегия.
  1. -8839

Karlsen D.A.
   Petroleum migration, faults and overpressure, part 1: calibrating basin modelling using petroleum in traps - a review / D. A. Karlsen, J. E. Skeie
// Journal of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.29,N 3.-P.227-256.

Миграция нефти, разломы и избыточное давление, ч.1: калибровка моделирования бассейна, используя нефть в ловушках – обзор.
  1. -1376

Katz B.J.
   A review and technical summary of the AAPG Hedberg Research Conference on "Origin of petroleum - biogenic and/or abiogenic and its significance in hydrocarbon exploration and production" / B. J. Katz, E. A. Mancini, A. A. Kitchka
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 5. - P.549-556. - Bibliogr.: p.556.


Обзор и техническое резюме Гедбергской научно-исследовательской конференции Американской Ассоциациии геологов-нефтяников "Происхождение нефти - биогенной и/или абиогенной и её значение в разведке и производстве углеводорода".

  1. -8839

   Kinetics of hydrocarbon gas generation from marine kerogen and oil: implications for the origin of natural gases in the Hetianhe gasfield, Tarim Basin, NW China / Y. Wang, Z. Wang, C. Zhao и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2007. - Vol.30, N 4. - P.339-356: ill., tab. - Bibliogr.: p.354-356.


Кинетика генерации углеводородов из морского керогена и нефти использование для выводов о происхождении природных газов на месторождении Hetianhe Таримского бассейна на Северо-Западе Китая.


В статье приведены кинетические параметры генерации газообразных УВ (С1-5) и метана (С1) в опытах лабораторного пиролиза в закрытых системах образцов аквагенного ОВ и нефти из юго-запада Таримского бассейна. Диапазон распределения энергии активации генерации углеводородов С1-5 (Eа= 59 -72 ккал, А=1.0х1014 S-1) так и С1 (Еа = 61 - 78 ккал, А = 6.06 х 1014 S-1) yже, чем для генерации этих УВ аквагенным ОВ. Эти кинетические параметры, а также выход и продолжительность генерации углеводородов С1-5 кембрийскими материнскими породами, а также в результате крекинга нефти в резервуарах ордовика были использованы для предсказания в выбранных скважинах вдоль субмеридианального профиля на юго-западе бассейна. Термодинамические условия для крекинга нефти и керогена моделировались в контексте геологических выводов. Предполагается, что аквагенное ОВ начинает разрушаться при температурах около 120оС (или 0.8% Rо) и вступает в газовое "окно" при 138оС (или 1.05%Rо); тогда как нефть из ОВ морского генезиса начинает разрушаться около 140оС (или 1.1 % Rо) и входит в газовое окно около 158оС (или 1.6 % Rо). Главные геологические критерии формирования газовых залежей в Bachu Arch (Юго-Западная депрессия Таримского бассейна) включают: газовый потенциал, оставшийся после каледонского подъема; нефть, попавшую в ловушки и сохранившуюся в базальной толще ордовика; обширное дробление ордовикских резервуаров; глубины залегания резервуаров, достаточные для крекинга нефти. На склоне Maigaiti и в Юго-Западной Депрессии газ генерировался позднее, чем в Bachu Arch и с более высокой интенсивностью. Из кинетики генерации газа следует, что первичным источником газа на месторождении Hetianhe была Юго-Западная Депрессия.
  1. -428

   Lack of inhibiting effect of oil emplacement on quartz cementation: evidence from Cambrian reservoir sandstones, Paleozoic Baltic Basin / N. Molenaar, J. Cyziene, S. Sliaupa, J. Craven
// The Geological Society of America Bulletin. - 2008. - Vol.120,N 9/10. - P.1280-1295: ill., tab. - Bibliogr.: p.1294-1295.


Недостаток сдерживающего влияния внедрения нефти на цементацию кварца: свидетельство из кембрийских резервуарных песчаников, палеозойский Балтийский бассейн.

  1. -4724A

Leuangthong O.
   Geostatistical modelling of McMurray oil sands deposits / O. Leuangthong, E. Schnetzler, C. V. Deutsch
// CIM Bulletin: Technical papers. - 2007. - Febr.2006 to Jan.2007. - P.240-246: ill. - Bibliogr.:p.246.


Геостатистическое моделирование залежей нефтеносных песчаников Мак-Мюррей.


В формации МакМюррей в залежах нефтеносных песков Атабаски в Северной Альберте содержатся вторые по величине в мире доказанные запасы сырой нефти. В составе формации выделяются толщи, сформированные в трех различных обстановках осадконакопления: морских, эстуариевых и русловых. Оценка ресурсов нефтяных песков традиционно основывается на полигональной схеме и методе инверсных расстояний. Эти методы просты и удобны в практическом применении, но не дают возможности оценивать их неопределенность. В статье описывается моделирование формации МакМюррей с использованием современных геостатистических методов. Геостатистическое моделирование должно быть выполнено в пределах однородных геологических фаций. Методология геостатистического моделирования в каждой идентифицированной фации включает: 1)подбор наиболее подходящих преобразований для оптимизации корреляции стратиграфических подразделений; 2) определение представительных распределений методами декластеринга и предрасположенности к определенным оценкам; 3) моделирование пространственного распределения битуминозности, крупности зерен, водонасыщенности и других петрофизических характеристик; 4) приблизительная оценка и перекрестная проверка на достоверность результатов моделирования; 5) моделирование количественной оценки битуминозности и крупности зерен в условиях неопределенности и 6) проверка результатов моделирования по сравнению с исходными данными и по сравнению с моделями кригинг - анализа. Эти шаги детально описаны. Обсуждается также применение этих моделей для оцифровки неопределенностей с целью обоснования классификации ресурсов.
  1. -9136

Leythaeuser D.
   Molecular memory effects recording the accumulation history of petroleum reservoirs: a case study of the Heidrun Field, offshore Norway / D. Leythaeuser, Keuser Ch., L. Schwark
// Marine and Petroleum Geology. - 2007. - Vol.24,N 4. - P.199-220:ill.,tab. - Bibliogr.: p.219-220.


Эффекты молекулярной памяти, записавшие историю аккумуляции нефтяных резервуаров: детальное исследование месторождения Хейдрун, прибрежная зона Норвегии.


Неподвижная часть нефти, занявшая поровое пространство песчаных резервуаров, большей частью представлена видимыми вкраплениями и как показано настоящим исследованием, содержит геохимические сигналы, записавшие историю их заполнения. Ключ к разгадыванию этих сигналов -последовательная экстракция таких вкраплений остаточной нефти растворителем, фильтрующимся под высоким давлением через поровую систему образца породы. Анализы газовой хроматографии и массовой спектроскопии (GC-MS) остаточных нефтей, экстрагированных из образцов определенных песчаных резервуаров месторождения Хейдрун, расположенного в прибрежной зоне Норвегии, выявили значительные различия в химической зрелости первых и последующих извлеченных фракций (от 0.69 до 0.50 для отношения MPI-1, коррелирующегося с Rc (отражательной способностью витринита), соответственно от 0.79% до 0.67%). Гипотетически, основываясь на этой методике экстракции, можно предположить, что вкрапления нефти из различных частей поровой системы (например, больших и маленьких пор) сформировались отдельно. Эта интерпретация подтверждается широким распространением песчаных резервуаров, в которых остаточная нефть имеет зрелость, резко различную во фракциях, экстрагированных из больших и маленьких пор одной породы. На месторождении Хейдрун распределение песчаных резервуаров с резкой контрастностью зрелости строго контролируется их положением в нефтяной колонке и локализацией в тектонических блоках. Эти контрасты отражают уровни зрелости последних порций нефтей, заполнявших эту ловушку в течение длительного периода геологического времени. Положение образцов песчаных резервуаров, содержащих последние порции заполнения, ограничены верхними частями нефтяной колонки. Внизу нефтяной колонки поровые системы всех резервуаров содержат нефтяные вкрапления одинаковых уровней зрелости, несмотря на размеры пор. Это распределение, предположительно, отражает раннюю стадию истории аккумуляции месторождения Хейдрун. Более того, резервуары, запечатанные в четырех исследованных тектонических блоках, каждый из которых контролируется ограничивающими разломами, не заполнялись в течение тех же стадий истории аккумуляции. В итоге, настоящее исследование показывает, что включения нефти, в зависимости от их локализации в поровой системе индивидуальных песчаных резервуаров, могут сохранить эффекты молекулярной памяти, которые позволяют реконструировать историю аккумуляции нефтяных залежей.
  1. -9136

Li M.
   Introduction to the geology of giant gas fields in China / M. Li, J. Dai
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 4/5. - P.307-308.


Введение в геологию гигантских газовых месторождений в Китае.

  1. -1376

Lonoy A.
   Making sense of carbonate pore systems / A. Lonoy
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N9.-P.1381-1405:. - Bibliogr.:p.1404-1405.


Системы пористости карбонатов.


Наиболее широко используемые системы классификации пористости для карбонатных резервуаров ограничены тем, что отношение между пористостью и проницаемостью слабо определено. Существующие схемы классификации во многих случаях не учитывают седиментологию, диагенез и текучесть. Для многих карбонатных резервуаров сложно создать прогнозные модели распределения качества резервуара, что приводит к значительным неточностям при подсчете углеводородных ресурсов. В статье приводится новая система классификации пористости карбонатных резервуаров, основанная на эмпирических данных главным образом из Европы и Ближнего Востока. Новая классификация использует элементы существующих систем и вводит ряд новых элементов. Она включает 20 классов пористости, которые показывают прогнозные отношения между пористостью и проницаемостью. Классификация комбинирует седиментологические и диагенетические факторы со свойствами текучести, что позволяет предсказывать критические параметры резервуара, основываясь на седиментологических и диагенетических моделях.
  1. -7677

Lu Z.
   Iodine ages of pore waters at Hydrate Ridge (ODP Leg 204), Cascadia Margin: implications for sources of methane in gas hydrates / Z. Lu, H. Tomaru, U. Fehn
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.267,N 3/4. - P.654-665: ill., tab. - Bibliogr.: p. 664-665.


Возрасты йода в пористых водах Гидратного Хребта (Проект океанического бурения, рейс 204), окраина Каскадиа: значения для источников метана в гидратах газа.

  1. -1376

Maerten L.
   Chronologic modeling of faulted and fractured reservoirs using geomechanically based restoration: technique and industry applications / L. Maerten, F. Maerten
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N8.-P.1201-1226.

Хронологическое моделирование разломных и трещинных коллекторов, используя основанную на геомеханике реконструкцию: применение в технике и промышленности.
  1. -1376

Mann P.
   Introduction to the Maracaibo Basin theme issue / P. Mann, A. Escalona
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N 4. - P.443-444.

Введение к тематическому выпуску по бассейну Maracaibo.
  1. -8289

Matsumoto R.
   Cold seeps and gas hydrates: preface / R. Matsumoto, U. Fehn
// Journal of Geochemical Exploration. - 2007. - Vol.95, N 1/3. - P.VII-VIII.


Холодное просачивание и газогидраты.


Специальный выпуск "Холодное просачивание и газогидраты" - собрание восьми статей, шесть из которых (R. Takeuchi et al.,Y. Chen et al., T. Toki et al., H. Tomaru et al., U. Fehn et al., and H. Saito and N. Suzuki) были представлены на сессии "Геология, геохимия, микробиология природных газогидратов и связанных с ними метановых сипов" Гольдшмитовской конференции проведенной в Курашики, Япония, в сентябре 2003 года. Газогидраты - похожие на лед твердые вещества, в кристаллической решетке которых, сформированной молекулами воды, включены легкие углеводородные газы, состоящие из метана и подчиненных количеств этана и высокомолекулярных углеводородов. Газогидраты широко распространены в морских отложениях континентальных склонов и в зонах вечной мерзлоты. Считается, что очень большие количества углерода накопились как "твердый газ" в мелководной геосфере. С ними связано широко распространенное явление освобождения богатых метаном флюидов холодным просачиванием (seepage) или d грязевых вулканах, как в морских, так и в континентальных условиях. Находки газогидратов привлекают растущий интерес научной общественности в связи с глобальным углеводородным циклом и изменениями окружающей среды, с одной стороны, и как возможные энергетические ресурсы, с другой. Более десяти лет проводятся обширные исследования газогидратов, холодных "сипажей" и таких, связанных с ними явлений, как хемосинтетические сообщества и бактериальные маты, а так же и грязевые вулканы - как проявления активности метана и газогидратных аккумуляций на дне океана. Сессия Гольдшмитовской конференции была организована для обобщения различных данных по участкам холодного просачивания и связанным с ними явлениям для улучшения наших представлений о газогидратных и метановых системах.
  1. -1376

McDonnell A.
   Paleocene to Eocene deep-water slope canyons, western Gulf of Mexico: further insights for the provenance of deep-water offshore Wilcox Group plays / A. McDonnell, R. G. Loucks, W. E. Galloway
// AAPG Bulletin / Amer. Assoc. of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 9. - P.1169-1189: ill. - Bibliogr.: p.1186-1189.


Глубоководные с уклонами каньоны от палеоцена до эоцена на западе Мексиканского залива: дальнейшее понимание области питания глубоководных прибрежных свободных ходов группы Вилкокс.

  1. -7677

   Methane efflux from marine sediments in passive and active margins: estimations from bioenergetic reaction-transport simulations / A. W. Dale, Van Cappellen P., D. R. Aguilera, P. Regnier
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.265,N 3/4. - P. 329-344: ill., tab. - Bibliogr.: p.342-344.


Эманация метана из морских отложений пассивных и активных континентальных окраин: оценки - от биоэнергетической реакции к стимуляции переноса.


Упрощенная версия модели кинетико-биоэнергетической реакции анаэробного окисления метана (АОМ) в морских осадках [A.W.Dale, P. Regner,P. Van Capellen, P., 2006. Bioenergetic controls on anaerobic oxidation of methane (AOM) in coastal marine sediments: a theoretical analysis. Am. J. Sci. 306, 246-294.] использована для оценки влияния процессов переноса на распределение биомасс, уровней АОМ и эманации освобождающегося с океанического дна метана. Эта модель детально представляет функциональные группы микробов, кинетические и биоэнергетические ограничения путей вовлечения в микробное АОМ. Моделирование иллюстрирует доминирующий контроль режима переноса на активность и полноту АОМ. Восходящее движение флюидного потока в активных системах просачивания ограничивает АОМ узкой подповерхностной реакционной зоной и поддерживается высокими темпами окисления метана. Напротив, при молекулярной диффузии, ведущей к более глубоким и более широким зонам АОМ, отличающимися более низкими уровнями и биомассами преобладает перенос с поровыми водами. В стационарных условиях менее чем 1% восходящего растворенного метана расходуется на насыщение столба воды, независимо от режима переноса. Однако внезапное увеличение в адвективном потоке растворенного метана, например в результате дестабилизации метановых гидратов, может быть вызвано скоротечной утечкой метана из осадка. Донная эманация растворенного метана связана с медленным ростом кинетики АОМ и длится в течение 60 лет. Однако этот промежуток времени очень мал, чтобы его принять в расчет для значительного исчезновения метана поровых вод, последовавшего за растворением гидратов, сопровождающим палеоцен/эоценовый температурный максимум.
  1. -6893

Meyer R.
   Permeability anisotropy and heterogeneity of a sandstone reservoir analogue: an estuarine to shoreface depositional system in the Virgelle Member, Milk River Formation, Writing-on-Stone Provincial Park, southern Alberta / R. Meyer, F. F. Krause
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2006. - Vol.54, N4.-P.301-318.- Bibliogr.:p.316-318.

Анизотропия и неоднородность аналога песчаникового коллектороа: от эстуариевой до осадочной системы берегового склона в пачке Вирджелл, формация Милк-Ривер, местный парк Writing-on-Stone, южная Альберта.
  1. -9136

Mikes D.
   Standard facies models to incorporate all heterogeneity levels in a reservoir model / D. Mikes, C. R. Geel
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23, N 9/10. - P.943-959: ill.,tab. - Bibliogr.: p.959.


Модель стандартных фаций для объединения всех уровней гетерогенности в модели резервуара.


Конструированию моделей резервуаров мешает то, что керн и скважина характеризуют только часть объема резервуара. Это затрудняет выявление характерных признаков фаций - морфологии, размера, распространения, внутри- и внешнефациальных границ, их латеральной изменчивости. Кроме того, эти характеристики являются критическими для флюидопотока и должны быть обязательно включены в модель резервуара. Авторы предлагают систематическое описание геометрии и распространения фаций. И наконец, предлагают использование стандартных моделей фаций, которые априори содержат все элементы и границы фаций для типизации окружающих пространств залежей.
  1. -8348

Milkov A.V.
   Geochemical evidence of secondary microbial methane from very slight biodegradation of undersaturated oils in a deep hot reservoir / A. V. Milkov, L. Dzou
// Geology. - 2007. - Vol.35, N 5. - P.455-458: ill. - Bibliogr.: p.458.


Геохимические признаки происхождения вторичного метана в процессе слабой биодеградации ненасыщенных нефтей в глубоких прогретых резервуарах.


Редко встречающиеся зрелые ненасыщенные нефти с низким газосодержанием подтверждают вторичную микробную генерацию метана в процессе слабой биодеградации в глубоких прогретых резервуарах гидросферы бассейна Мексиканского залива. В трижды изученных пробах газа метан обогащен изотопом 13С (δ13С изменяется от -63‰ до -64‰) относительно чистого термогенного метана (оценка δ13С изменяется от -71‰ до -67‰) и чистого метана первично микробного происхождения (δ13С составляет -68‰). Оценки 13С углекислого газа, входящего в состав газов, имеют отрицательную корреляцию с оценками δ13С чистого термогенного метана. Метан необычно обогащен тяжелым изотопом водорода по сравнению с сопутствующим этаном. Некоторые экстрагированные нефти обеднены длинноцепочечной щелочной ароматикой. Данные геохимические признаки подтверждают анаэробную деградацию нефти и последующую редукцию углекислого газа в пользу метана. Выясненные специфические геобиологические особенности вторичной микробной генерации метана могут иметь отношение к накоплению некоторых самых крупных в мире газовых и газогидратных залежей.
  1. -1376

Nadeau P.H.
   Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: a global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships: reply / P. H. Nadeau, S. N. Ehrenberg
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N5.-P.811-813.-Bibliogr.:p.813

Песчаниковые против карбонатных нефтяных коллекторов: глобальная перспектива на взаимоотношение пористость-глубина и пористость-проницаемость: ответ.
  1. -8609

   Natural emissions of methane from geothermal and volcanic sources in Europe / G. Etiope, T. Fridriksson, F. Italiano и др.
// Journal of Volcanology and Geothermal Research. - 2007. - Vol.165, N 1/2. - P.76-86: ill.,tab. - Bibliogr.: p.85-86.


Природная эмиссия метана из геотермальных и вулканических источников в Европе.


Установлено, что эмиссия метана при дегазации литосферы является важным компонентом атмосферных парниковых газов природного происхождения. В глобальном отношении геологические источники обусловлены, главным образом, выделениями из осадочных бассейнов, обогащенных углеводородами и, в меньшей степени из геотермально - вулканических потоков. Эта работа дает первую оценку эмиссии метана в составе геотермально-вулканических компонентов на уровне европейского континента. В Европе геотермальные системы имеются в 28 странах и, по крайней мере, в 10 из них имеется множество поверхностных проявлений геотермальной деятельности (гейзеры, мофетты, газовые эманации). Если прямые измерения содержаний метана в потоке возможны лишь на нескольких небольших участках в Италии, то изрядное количество данных по СО2, СН4 и составу пара и потоков из геотермальных проявлений имеются сегодня для 6 стран (Чехия, Германия, Греция, Исландия, Италия, Испания). Имеющиеся данные были проанализированы и позволили сделать первую осторожную оценку эмиссии метана в атмосферу около 10000 т/год (4000-16000 т/год), с площади менее чем 4000 км2, с предполагаемым верхним пределом около 105 тонн/год. Только от 4 до 18% осторожной оценки (около 720 т/год) обязано 12 европейским вулканам, где концентрация метана в вулканических газах составляет около нескольких десятков pp/mv. Вулканы не являются, таким образом, важнейшим источником метана. В то же время наибольшая эмиссия приурочена к геотермальным участкам, которые могут быть расположены рядом с вулканами или независимо от них. Здесь неорганический синтез, термометаморфизм и термальная деструкция органического вещества являются основными. Поток метана из небольших отдельных кратеров может достичь сотен т/год. Геотермальный метан высвобождается, главным образом, в трех странах, расположенных в главных регионах с высоким тепловым потоком: Италия, Греция и Исландия. Похоже, что четвертым по величине вкладчиком является Турция, но абсолютное отсутствие данных не дает возможности оценить какую-либо эмиссию. Реальные масштабы геотермально-вулканической эмиссии метана оцениваются на уровне 105 т/год, достигающем размеров некоторых других природных источников, таких как лесные пожары или дикие животные.
  1. -1376

   New insights into the volume and pressure changes during the thermal cracking of oil to gas in reservoirs: implications for the in-situ accumulation of gas cracked from oils / H. Tian, X. Xiao, Wilkins R.W.T., Y. Tang
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 2. - P.181-200: ill., tab. - Bibliogr.: p.199-200.