Geum.ru

7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

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

Новый взгляд на изменения объёма и давления во время термального крекинга нефти в газ в коллекторах: значения для аккумуляции газа, расщеплённого из нефти, на месте образования.

  1. -7677

   Noble gas anomalies related to high-intensity methane gas seeps in the Black Sea / C. P. Holzner, D. F. McGinnis, C. J. Schubert и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.265,N 3/4. - P. 396-409: ill., tab. - Bibliogr.: p.408-409.


Аномалии благородных газов, связанные с высокоинтенсивным просачиванием метана в Черном море.


С целью исследования переноса и газового обмена в пузырьковом потоке водного столба над рядом участков высокоинтенсивного просачивания метана в Черном море были проанализированы растворенные благородные газы и тритий. Эти процессы влияют на эмиссию морского метана в атмосферу и потепление климата. Исследованные площади расположены в палеодельте Днепра, к западу от Крыма и во впадине Сорокина в зонах грязевых вулканов, юго-восточнее Крыма. На профилях концентраций благородных газов над местами активного просачивания обнаружены контрастные аномалии, по сравнению с профилями, где дегазация отсутствует. Сверхнасыщенность легкими благородными газами гелием и неоном, зафиксированная у морского дна интерпретирована в качестве эффектов газообмена между водой и поднимающимися пузырьками. Снижение концентрации тяжелых благородных газов - аргона, криптона и ксенона, определенных над активными, выделяющими пузырьки грязевыми вулканами, по-видимому, связано с инъекциями флюидов, обедненных благородными газами, поднимающимися в водной колонне за счет небольшой разницы по плотности. В обоих случаях аномалии благородных газов четко фиксируют специфические процессы эманации, трудноопределимые другими методами. Гелий накапливается, главным образом в глубоких водах Черного моря благодаря терригенной составляющей. Хотя, исключительно высокие концентрации гелия, наблюдающиеся над одним из участков просачивания, свидетельствуют о локальном восходящем потоке гелия, большая часть которых, по-видимому, являются незначительными источниками терригенного гелия. Анализы благородных газов осадочных поровых вод вблизи грязевых вулканов обнаруживают широкие вертикальные диапазоны концентраций гелия. Изотопный состав гелия поровых вод указывает на коровое происхождение гелия, в то время как глубокие воды Черного моря содержат небольшое количество компонентов мантийного типа.
  1. -1376

   North Slope, Alaska: source rock distribution, richness, thermal maturity, and petroleum charge / K. E. Peters, L. B. Magoon, K. J. Bird и др.
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N2.-P.261-292:ill.,tab. - Bibliogr.:p.289-292.


Северный склон Аляски: распространение нефтематеринских пород, их обогащенность ОВ, термальная зрелость и нефтяная нагрузка нефти.


Четыре нефтематеринские стратиграфические подразделения морского генезиса охарактеризованы и закартированы в глубоких горизонтах для лучшего понимания генезиса и распределения нефти на северном склоне Аляски. Эти нефтематеринские породы морского происхождения, от более древних к более молодым, включают четыре интервала: 1) средне-верхнетриасовую формацию Shublik, 2) базальную серию в юрско-нижнемеловых сланцах Kingak, 3)меловые галечные галькосодержащие глинистые сланцы и 4)меловые глинистые сланцы Hue. Геологические разрезы для более чем 60 скважин, валовое содержание Сорг и пиролиз, методом Rock-Eval 1183 образцов из 125 интервалов нефтематеринских пород были использованы для картирования современной мощности каждой нефтематеринской толщи, количества Сорг, качества (водородный индекс) и термальной зрелости (Тмах) органического вещества. Основываясь на представлениях о балансе масс углерода и региональном распределении Сорг, предлагаемые карты количественных и качественных характеристик нефтематеринских пород были использованы для установления масштабов превращения керогена в нефть и для картирования исходного Сорг и начального водородного индекса (HI0) предшествующих термальному созреванию. Количество и качество исходного органического вещества, способного генерировать нефть в нефтематеринских породах формации Shublik, обычно превышает таковое в других стратиграфических подразделениях (чаще всего Сорг>4% и HI>600 мг УВ/г Сорг), хотя все они являются источниками для некоторого количества нефти для северного склона. Мы использовали методы Rock-Eval и гидропиролиз для расчета оценки масштабов генерации и эмиграции нефти для каждой из четырех нефтематеринских толщ пород на исследуемой территории. Не пытаясь устанавливать корректность методов, мы пришли к выводу, что расчеты, основанные на пиролизе Rock-Eval, завышают масштабы генерации и эмиграции нефти вследствие низкого давления и быстрого удаления продуктов термодеструкции путем отвода газа. Это снижает образование межмолекулярных связей и формирование пиробитумов, образующихся в природных условиях при созревании ОВ в процессе погружения. Масштабы генерации и эмиграции нефти, основанные на гидропиролизе в данном случае, могут быть высоко адекватны природным.
  1. -1376

Ohm S.E.
   Geochemically driven exploration models in uplifted areas: examples from the Norwegian Barents Sea / S. E. Ohm, D. A. Karlsen, Austin T.J.F.
// AAPG Bulletin / Amer. Assoc. of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 9. - P.1191-1223: ill. - Bibliogr.: p.1221-1223.


Геохимически пройденные модели разведки на приподнятых территориях: примеры из норвежского Баренцева моря.

  1. -8839

   Organic-inorganic interactions in oilfield sandstones: examples from turbidite reservoirs in the Campos Basin, offshore Eastern Brazil / E. A. Prochnow, Remus M.V.D., J. M. Ketzer и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2007. - Vol.29,N 4.-P.361-380. - Bibliogr.:p.376-379.


Взаимодействие органического и неорганического вещества в нефтеносных песчаниках: пример из резервуаров в турбидитах в бассейне Кампос, шельф восточной Бразилии.


Турбидитные песчаные резервуары бассейна Кампос на восточном шельфе Бразилии показывают свидетельства ряда взаимодействий между органической и минеральной фазами в процессе диагенеза. Они включают значительное растворение плагиоклаза, осаждение каолинита в порах, растворение карбонатного цемента и зерен, наряду с избирательным осаждением органических пленок на каолинитовые агрегаты, растворенный плагиоклаз и карбонатные зерна. Эти процессы связаны с биодеградацией углеводородов внутри резервуара за счет притока атмосферных флюидов вероятно в течение низкого стояния уровня моря через крупные стратиграфические несогласия и разломы. Органические растворители, образованные в процессе биодеградации нефти ответственны за минеральное замещение и образование тяжелых нефтей, богатых асфальтенами. В статье отмечается, что эти взаимодействия должны учитываться в будущих моделях бассейна и его углеводородных систем, а также для создания геохимических моделей для оценки качества резервуаров и проявлений деградированных тяжелых нефтей.
  1. -9136

   Origin of organic matter from tectonic zones in the Western Tatra Mountaines Crystalline Basement, Poland: an exemple of bitumen- source rock correlation / L. Marinowski, A. Gaweda, P. Poprawa и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 2.-P.261-279.

Происхождение органического вещества из тектонических зон в кристаллическом основании западной части гор Татры, Польша: пример корреляции битум-материнская порода.
  1. -1376

Peters K.E.
   Evaluation of kinetic uncertainty in numerical models of petroleum generation / K. E. Peters, C. C. Walters, P. J. Mankiewicz
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N3.- P.387-404.

Оценка кинетической неопределённости в цифровых моделях генерации нефти.
  1. -9136

   Petroleum migration and accumulation in the Bozhong sub-basin, Bohai Bay basin, China: significance of preferential petroleum migration pathways (PPMP) for the formation of large oilfields in lacustrine fault basins / F. Hao, H. Zou, Z. Gong, Y. Deng
// Marine and Petroleum Geology. - 2007. - Vol.24,N 1.-P.1-14.


Миграция и аккумуляция нефти в суббассейне Божонг бассейна Бохайского залива, Китай: значение предпочтительных путей миграции нефти для формирования крупных нефтяных месторождений в озерных бассейнах.


В этой статье обсуждаются формы миграции и контроль путей миграции нефти в гетерогенных дренируемых пластах в суббассейне Божонг бассейна Бохайского залива. Моделирование путей вторичной миграции нефти проведено с использованием простой трехмерной модели, которая предполагает, что положение путей миграции нефти контролируется морфологией экранирующих поверхностей. Результаты моделирования точно прогнозируют нефтяные месторождения и подтверждаются нефтяной геохимией. Большинство промышленных нефтяных залежей сформированы в соответствии с прогнозами положения предпочтительных путей миграции нефти путем сбора большого числа малых потоков. Большая часть крупных месторождений (запасы нефти более 100 млн. т) имеют более одного предпочтительного пути миграции нефти в ловушки. Сбор нефти, образовавшейся в обширных по площади очагах генерации необходим для формирования крупных нефтяных месторождений. Высокая пористость и проницаемость гетерогенных дренируемых пластов и относительно высокая точность прогноза с помощью модели, не учитывающей эффект гетерогенности, подтверждают, что положение путей миграции нефти в гетерогенных дренируемых пластах озерных бассейнов определяется преимущественно морфологией экранирующих поверхностей региональных масштабов.
  1. -10020

   Petroleum type determination through homogenization temperature and vapour volume fraction measurements in fluid inclusions / J. Bourdet, J. Pironon, G. Levresse, J. Tritlla
// Geofluids. - 2008. - Vol.8,N 1. - P.46-59: ill., tab. - Bibliogr.: p.58-59.


Определение типа нефти путем температурной гомогенизации и измерения объема фракции пара во флюидных включениях.


Физические параметры нефтесодержащих флюидных включений, таких, как объемная плотность (ρ), молярный объем (Vm), объем фракции пара (φvap) и температура гомогенизации (Th) - необходимая информация для моделирования состава нефти (х) во включениях и для реконструкции палеотемпературы и палеодавления в момент захвата. Для главных типов нефтей, содержащихся во флюидных включениях, мы можем проследить, как φvap и Th зависят одновременно от изменений объемной плотности по сравнению с vap и Th расчетными. Мы оценили корреляцию Th и φvap для различных нефтей различного состава в широком диапазоне оценок объемной плотности. Однако события, прошедшие после захвата включениями в условиях новых давлений (Р) и температур (Т) могли значительно изменить первоначальные свидетельства физических условий и химического состава флюидных включений. Нарушение равновесия встречается часто, особенно в хрупких минералах. Явления расширения и утечки моделировалось программным комплексом "Термодинамики Нефтяного Включения" с использованием нефтяных включений с известным составом углеводородов. Цель этого моделирования - понять, как эволюционируют φvap и Th при нарушении равновесия в зависимости от состава нефти. Результаты моделирования расширения показывают характерное увеличение Th и φvap на корреляционных кривых, соответствующих составу нефти. Моделирование утечки показывает увеличение Th и меньшее увеличение или даже снижение в φvap. Следовательно, лучшую сохранность в данном множестве имеют включения с более низкой Th. Применение Th и φvap измерений природных включений в кальците и кварце показывает, что хрупкость минерала-хозяина является ключевым фактором, позволяющим учитывать события, прошедшие после захвата. Включения, которые были деформированы или из которых происходила утечка, идентифицированы и лучше всех сохранившиеся включения выбраны для оценки P-T-x условий захвата. Более того, типы нефтей, захваченных во включениях, могут быть идентифицированы по измерениям φvap и Th без моделирования состава.
  1. -1376

Petter A.L.
   Hyperpycnal flow variability and slope organization on an eocene shelf margin, Central Basin, Spitsbergen / A. L. Petter, R. J. Steel
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N10.-P.1451-1472.

Разнообразие гиперпикнального потока и организация склонов на эоценовой шельфовой окраине, Центральный бассейн, Шпицберген.
  1. -8839

Polichtchouk Y.M.
   Possible correlations between crude oil chemical composition and reservoir age / Y. M. Polichtchouk, I. G. Yashchenko
// Journal of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.29, N 2. - P.189-194: ill.,tab. - Bibliogr.: p.194.

Возможная корреляция между химическим составом сырой нефти и возрастом коллектора.
  1. -5578

Rabbani A.R.
   Petroleum Geochemistry,Offshore SE Iran / A. R. Rabbani
// Геохимия. - 2007. - № 11.-С.1256-1264:ил.,табл. - Библиогр.:14 назв.


Геохимия нефти, прибрежная зона на юго-востоке Ирана (иранский сектор восточной части Персидского залива).


Исследованы нефти иранского сектора в восточной части Персидского залива. Нефтесодержащими являются конгломераты, оолитовые или биокластические песчаники и рифовые известняки юрских и меловых карбонатных формаций. Цель исследования - определение геохимических характеристик нефтей и установление соответствующих им нефтематеринских пород, отобранных из шести нефтяных месторождений: Resalat, Salman и Siri (A, C, D и E). Изучался групповой и элементный состав нефтей, изотопный состав углерода, состав биомаркеров, определялся микрокомпонентный состав ОВ. На основе 18 геохимических параметров нефти этого региона были классифицированы на основе кластерного анализа на две группы, происходящие из нефтематеринских пород морского происхождения, отложившихся в бескислородных условиях. Нефти из месторождения Siri (A, C, D и E) относятся к первой группе, а из месторождений Resalat и Salman - ко второй. Геологический возраст каждой из двух групп нефтей оценен с использованием биомаркеров и изотопных данных. Источник нефтей первой группы, в соответствии с отношениями С28/С29 и диа/регулярных стеранов - юрские и нижнемеловые карбонатные породы. Нефти месторождений второй группы происходят из нижнеюрских или более древних нефтематеринских глинистых пород.
  1. -2379B

   Relative permeability to wetting-phase water in oil reservoirs / Teige G.M.G., Thomas W.L.H., C. Hermanrud и др.
// Journal of Geophysical Research Ser.B. - 2006. - Vol.111,N B12.-B12204.-P.1-12:ill.

Относительная проницаемость в жидко-фазовую воду в нефтяных коллекторах.
  1. -525

Retallack G.J.
   Methane release from igneous intrusion of coal during Late Permian extinction events / G. J. Retallack, A. H. Jahren
// The Journal of Geology. - 2008. - Vol.116,N 1. - P.1-20: ill., tab. - Bibliogr.: p.16-20.


Высвобождение метана интрузией из углей, во время позднепермского массового вымирания биоты.


Необычайно крупные и локально изменчивые отклонения изотопного состава углерода, совпавшие с массовыми вымираниями, в конце пермского периода (253 млн. лет) и гваделупской эпохи (260 млн. лет) могут быть связаны с выбросами метана в атмосферу. Метан имеет достаточно низкие изотопные оценки С чтобы снизить вероятные количества углерода, необходимые для массового баланса изотопов. По подсчетам годовой слоистости в озерных отложениях и по оценке скорости накопления торфа продолжительность отклонений изотопного состава углерода и аномальное выделение метана ограничено здесь промежутком времени
  1. -7577

Schubert F.
   Fluid-inclusion evidence of petroleum migration through a buried metamorphic dome in the Pannonian Basin, Hungary / F. Schubert, L. W. Diamond, T. M. Toth
// Chemical Geology. - 2007. - Vol.244, N 3/4. - P. 357-381:ill., tab. - Bibliogr.: p.379-381.


Жидкие включения - свидетельства миграции нефти через погребенный свод, сложенный метаморфическими породами в Паннонском бассейне, Венгрия.


Некоторые нефти, получаемые в настоящее время в Паннонском бассейне в Венгрии происходят из погребенных сводов метаморфического фундамента, образующих структурные возвышенности между неогеновыми осадочными суббассейнами. В седиментационном суббассейне Бекеш известны нефтематеринские породы от среднего до позднего миоцена, в то время как, по крайней мере, часть нефти в смежной возвышенности фундамента Szeghalom появилась из отложений нижнемиоценового возраста или даже старше. Практически ничего не известно о составе, распределении, источниках и миграционной истории этой более древней нефти, хотя эти сведения важны для будущей стратегии исследований. Данная работа призвана восполнить пробелы в знаниях по первым из двух характеристик более древних нефтей, заключенных во флюидных включениях кристаллов кварца из пород возвышенности фундамента Szeghalom (SzD). Образцы с флюидными включениями из 9 скважин с глубин от 1900 до 2200 м были проанализированы с помощью видимой и градуированной ультрафиолетовой микроскопии, микротермометрии, комбинационной лазерной и 1Н-ядерно-магнитной спектроскопии. Два главных типа раннемиоценовых нефтей, как было обнаружено, распределены на более чем 5 временных генераций: от ранней, незрелой, коричневой нефти до легкого газоконденсата. Ранняя нефть, недонасыщенная метаном, мигрировала через сеть трещин при температурах между 160 и 130оС, увлекая за собой пузыри битумов и промываясь слабосолеными водами. Позднее миграция газоконденсата состояла из гетерогенной летучей смеси нефть + обогащенный метаном газ + слабосоленая вода, при слегка пониженных температурах между 135 и 120оС. Эволюция температуры была вызвана охлаждением метаморфических пород во время поднятия фундамента, достигшего кульминации во время среднемиоценового размыва. Неравномерное распределение различных углеводородов по профилю через SzD показывает, что до-среднемиоценовая миграция флюидов через сеть трещин происходила отдельными фазами.
  1. -7577

Sun R.
   An accurate model to predict the thermodynamic stability of methane hydrate and methane solubility in marine environments / R. Sun, Z. Duan
// Chemical Geology. - 2007. - Vol.244,N 1/2. - P.248-262:ill.,tab. - Bibliogr.: p.259-261.


Точная модель для прогноза термодинамической стабильности гидрата метана и растворимости метана в морских средах.


Точная термодинамическая модель, предложенная для прогноза термодинамической стабильности метанового гидрата в морской среде и концентрации метана необходима для объяснения формирования гидрата при отсутствии газовой фазы. Принимая в расчет эффект капиллярной силы и солености по химическому потенциалу СН4 и Н2О, эта научная работа расширяет модель Van der Waals-Platteeuw и наш подход к подсчету константы Langmuir- угла наклона, отражающего зависимость межмолекулярных потенциалов от морских сред. Уравнение Gibbs-Thomson с проверенными параметрами для водно - гидратной поверхности раздела использовано для подсчета капиллярного эффекта поровых осадков. Модель Pitzer использована для подсчета коэффициентов активации Н2О и СН4 в системе метан - морская вода. Сравнение с экспериментальными данными показывает, что эта модель может прогнозировать равновесие Р-Т условий метанового гидрата в поровом пространстве и прогнозировать растворимость метана в равновесии гидрат - вода с высокой точностью. Прогноз по этой модели показывает, что растворимость метана в жидкой фазе при равновесии гидрат - жидкость будет снижаться при увеличении солености, и будет увеличиваться при снижении размеров пор в осадках. Online расчет Р-Т условий для формирования метанового гидрата и растворимости метана при данной солености и размерах пор осадков возможна по электронному адресу: www.geochem-model.org/models.php.
  1. -1376

Underdown R.
   Petroleum generation and migration in the Ghadames Basin,north Africa: a two-dimensional basin-modeling study / R. Underdown, J. Redfern
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 1. - P.53-76: ill., tab. - Bibliogr.: p.75-76.


Генерация и миграция нефти в бассейне Chadames, северная Африка: двухмерное моделирование бассейна.


Бассейн Chadames содержит важные нефтегазопродуктивные резервуары, размещенные в Алжире, Тунисе и Ливии. Региональное двухмерное (2 D) моделирование, по данным более чем 30 скважин, было использовано для оценки времени и масштабов генерации углеводородов в бассейне. Было установлено четыре потенциально нефтяных системы: 1) средне-верхнедевонская (франская) и триасовая (Triassic Argilo Greseux Inferieur (TAG-1)) система в центрально-западной части бассейна; 2) нижнесилурийская (Tannezuft) и триасовая (TAG-1) система на крайнем западе; 3) нижнесилурийская (Tannezuft) и силурийская(Acacus) система на восточной и северо-восточной окраине; и 4) нижнесилурийская (Tannezuft) и средне-верхнедевонская (франская) система на востоке-юго-востоке. Нижнесилурийские (Tannezuft) нефтематеринские породы претерпели 2 фазы генерации УВ. Первая фаза произошла в карбоне, вторая началась в меловом времени, генерируя большую часть углеводородов на востоке (Ливия) бассейна. Франские сланцы подверглись начальной фазе генерации в центральной депрессии в карбоне. Главная фаза генерации происходила в течение поздней юры-кайнозое в западной и центральной частях депрессии. В восточной части бассейна франские сланцы находятся в данный момент на начальной стадии зрелости. Моделирование свидетельствует, что Tannezuft сланцы сохранили их генерационный потенциал в мезозое-кайнозое, с возобновлением УВ генерации во время последнего погружения, направившего миграционные потоки к постгерцинским ловушкам, сохранившим углеводородные аккумуляции.
  1. -2379B