Geum.ru

7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

Вид материалаДокументы
Избыток нейтрального давления в результате распада гидратов метана в морских отложениях: теоретический подход.
Баженова О.К.
Бекжанов Г.Р.
Белонин М.Д.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Wenyue Xu.
   Excess pore pressure resulting from methane hydrate dissociation in marine sediments: a theoretical approach / Wenyue Xu, L. N. Germanovich
// Journal of Geophysical Research (JGR). Ser.B. - 2006. - Vol.111,N B1.-B01104.-P.1-12.

Избыток нейтрального давления в результате распада гидратов метана в морских отложениях: теоретический подход.
  1. -9516

   What controls the distribution of shallow gas in the Western Adriatic Sea? / A. Garcia-Garcia, D. L. Orange, S. Miserocchi и др.
// Continental Shelf Resech. - 2007. - Vol.27,N3-4.-P.359-374.


Что контролирует распределение газа на дне мелкого моря в Западной Адриатике?


В статье рассматривается вопрос о критериях контроля газопроявлений в мелководной прибрежной зоне западной Адриатики. Этот район, включающий клиновидные позднеголоценовые илистые отложения дельты р. По, был опробован по технологии R/V Seward Johnson II в рамках проекта "EuroSTRATAFORM". В ходе программы были выявлены причины появления аномальных особенностей приповерхностностных и донных морских отложений, квалифицировали газопроявления мелководной прибрежной зоны и определили их воздействие на геофизические свойства. Наиболее высокая концентрация газа в районе дельты р. По достигает 4.1х104 ppm, где в прибрежной зоне у реки Тронто самая высокая оценка концентрации метана составила 7.9х104 ppm. Анализы газа верхней части отложений хорошо соответствуют акустическим аномалиям вдоль берега Западной Адриатики. Биогенный газ мелководной прибрежной зоны в дельте р. По (С-З Адриатика) тесно коррелирует с осаждением органического вещества, контролируемого стремительностью и толщиной осадкообразования во время наводнений. По контрасту с дельтой р. По, где приповерхностный газ ассоциирует с осаждением ОВ во время наводнений, газ мелководной прибрежной зоны вдоль центральной Адриатики встречается глубже в скважинах и, по-видимому, связан с метаногенезом ОВ, захороненного в более глубоких отложениях.
  1. -9136

Wynn R.B.
   D.M.Hodgson and S.S.Flint, ed. Review of Submarine slope systems: processes and products, Geological society special publication 244: [book review]/ R. B. Wynn
// Marine of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 3.-P.403.

Книжное обозрение по подводным системам склонов: процессы и продукты.
  1. -1376

Zhang Xing.
   Hydromechanical modeling of critically stressed and faulted reservoirs / Zhang Xing, N. Koutsabeloulis, K. Heffer
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2007. - Vol.91, N1.-P.31-50. - Bibliogr.:p.49-50.


Гидромеханическое моделирование критически напряженных и осложненных разломами резервуаров.


Состояние критического напряжения вокруг осложненных разрывами резервуаров до начала добычи и нагнетания является важным фактором гидромеханической реакции во время разработки месторождения. В статье показано, насколько долгосрочные зависимости показателей добычи, наблюдаемые в нескольких нефтяных месторождениях, могут быть воспроизведены гидромеханическим моделированием осложненных разрывами резервуаров при условии существования состояния критического напряжения до начала добычи. Моделирование предполагает, что распределение проницаемости в резервуаре, находящемся в состоянии критического стресса зависит от времени. При моделировании использована конечноэлементная модель с полным сопряжением геомеханики и текучести. Моделирование показало, что гидромеханическое поведение осложненных разломами резервуаров строго зависит от уровня стресса до начала добычи.
  1. -9441

Zhao Wenzhi.
   Hydrocarbon migration characterisitcs of the Lower Cretaceous in the Erlian basin / Zhao Wenzhi, Fang Jie
// Chinese Journal of Geochemistry. - 2007. - Vol.26,N 1. - P.1-7:ill.,tab. - Bibliogr.: p.7.


Особенности миграции углеводородов в нижнемеловых отложениях бассейна Эрлиан.


В этой статье системно анализируются особенности миграции углеводородов в нижнемеловых отложениях Эрлианского бассейна, основанные на геохимических свойствах аргиллитов и песчаников в главных впадинах, генерирующих углеводороды. (1) Нефтематеринские породы нижнемеловых отложений (K1ba - K1bt1) оценены как зрелые, с коэффициентом эмиграции, достигающим 32-72%. Впадины I типа, находящиеся в нефтяных окнах, обладают хорошим генерационным потенциалом и условиями эмиграции. В них могут быть сформированы выгодные для эксплуатации резервуары. (2) В соответствии с кривыми уплотнения аргиллитов и эволюцией глинистых минералов, стадия ускоренного уплотнения аргиллитов соответствует этапу эмиграции (первичной миграции) углеводородов. (3) Промежуток времени между генерацией и эмиграцией углеводородов соответствует разнице между началом погружения отложений в нефтяное окно и наступлением стадии ускоренного уплотнения аргиллитов во время генерации углеводородов во впадинах I типа. В это время формируются связи между генерацией и эмиграцией углеводородов. Особенно благоприятные условия для аккумуляции нефти имеет несогласное залегание между отложениями K1ba и K1bt1. Здесь ловушки всех типов являются главными поисковыми целями исследований. (5) Масштабы миграции углеводородов во впадине Uliastai (Улястай) более значительны, чем во впадинах Saihan Tal (Сайхан Тал) и Anan (Анан) и, особенно во впадинах Bayandanan (Байянданан) и Jargalangt (Джаргалант), в которых они проявились в наименьшей степени.
  1. -5746

Абилхасимов Х.Б.
   Закономерности пространственного размещения природных резервуаров Прикаспийской впадины / Х. Б. Абилхасимов
// Геология нефти и газа. - 2007. - №6.-С.11-17,[3] л.ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.;англ.
  1. Б75324

Абукова Л.А.
   Возможные механизмы формирования зон нефтегазонакопления в Тиманском фундаменте / Л. А. Абукова
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.7-10.
  1. -9741

Абукова Л.А.
   Нисходящая миграция подземных вод и углеводородов в осадочных нефтегазоносных бассейнах / Л. А. Абукова
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №10.-С.23-31:ил.,табл. - Библиогр.:17 назв.
  1. -9741

Авилов В.И.
   Газобиохимические аспекты проблем нефтегазообразования / В. И. Авилов, С. Д. Авилова
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №6.-С.4-8. - Библиогр.:10 назв.
  1. -5746

Алиев А.И.
   Грязевые вулканы - очаги периодической газогидродинамической разгрузки быстропогружающихся осадочных бассейнов и важные критерии прогноза газоносности больших глубин / А. И. Алиев
// Геология нефти и газа. - 2006. - №5.-С.26-32:ил. - Библиогр.:3 назв.


К настоящему времени установлено, что грязевые вулканы приурочены к наиболее активным тектоническим зонам молодых депрессий с непрерывным накоплением мощной толщи молассовых формаций при наличии крупных скоплений газа и аномально высоких пластовых давлений. Грязевые вулканы в пределах Южно-Каспийской впадины сконцентрированы в основном в бортовых и прибортовых частях и приурочены к антиклинальным зонам, осложненным продольными разрывами. Непрерывное накопление мощных осадков и интенсивная генерация УВ в Южно-Каспийской впадине приводит к значительному росту пластовой энергии, разгрузка которой продолжается и в настоящее время виде восходящих источников. Грязевые вулканы наиболее развиты на западном борту Южно-Каспийской впадины, окаймляющем область максимальной мощности осадочного чехла. Грязевые вулканы Азербайджана приурочены к разломам земной коры и импульсом для их извержения служат землетрясения, что было подтверждено при анализе данных о землетрясениях и бурных грязевулканических извержениях с 1810 года. Грязевой вулканизм свидетельствует об интенсивной генерации и аккумуляции УВ-газов в недрах, причем извержения происходят в зонах преимущественно глинистых образованиях, где скапливаются значительный объем газа. В областях развития грубых молассовых образований и карбонатных пород в связи с благоприятными условиями дегазации извержений грязевых вулканов не происходит. Интенсивные грязевулканические проявления в Южно-Каспийской впадине в основном связаны с нижним этажом нефтегазоносности, где имеются благоприятные условия для генерации, аккумуляции и консервации УВ-газов, а мощная глинистая толща палеогена - миоцена служит надежной покрышкой для сохранения крупных скоплений газа. Верхний этаж нефтегазоносности в деятельности грязевых вулканов участвует в наиболее погруженных зонах, где газоносные горизонты характеризуются сверхвысокими пластовыми давлениями.
  1. -10036

Амельченко Н.Б.
   Нетрадиционные ловушки углеводородов в нефтегазоносных комплексах Башкирского Приуралья / Н. Б. Амельченко
// Георесурсы. - 2007. - №4.-С.20-23:ил. - Библиогр.:с.23.
  1. В54186

   Анизотропия свойств пород природных резервуаров нефти и газа и возможные методы ее оценки / Ф. С. Ульмасвай, В. И. Рыжков, Е. А. Сидорчук, С. А. Добрынина
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.249.
  1. Г22389

Анисимов Л.А.
   Распространение и генезис высокосернистых нефтей / Л. А. Анисимов
// Природные битумы и тяжелые нефти. - СПб., 2006. - С.17-32:табл. - Библиогр.:с.30-32(45 назв.).
  1. В54167

   Аномалии метана на шельфе арктических морей России / Н. Е. Шахова, И. П. Семилетов, А. Н. Салюк и др.
// Дальневосточные моря России. - М., 2007. - Кн.2: Исследования морских экосистем и биоресурсов. - С.353-364: ил. - Библиогр.: с.363-364.
  1. -5746

Астафьев Д.А.
   Грабен-рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления на севере Западной Сибири / Д. А. Астафьев, В. А. Скоробогатов, А. М. Радчикова
// Геология нефти и газа. - 2008. - №4.-С.2-8:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ.
  1. -5746

Астафьев Д.А.
   Тектонический контроль газонефтеносности полуострова Ямал / Д. А. Астафьев, В. А. Скоробогатов
// Геология нефти и газа. - 2006. - №2.-С.20-29:ил. - Библиогр.:5 назв.


Полуостров Ямал является крупным районом развития газодобычи на севере Западной Сибири, в недрах которого остается значительная часть неразведанных запасов УВ. Анализ закономерностей размещения разнофазовых и различных по размерам месторождений и условия формирования и сохранности залежей УВ позволил установить, что структурно-тектонический фактор является главным критерием контроля нефтегазоносности недр Ямала. Влияние литологического, стратиграфического, дизъюнктивного, гидродинамического и других факторов будет подчиненным, т.е. только в контурах антиклинальных структур, структурных носах, террасах. О тектонике полуострова Ямал в настоящее время можно судить по результатам по результатам региональных и поисково-разведочных работ на нефть и газ. Территория полуострова охвачена магнито - и гравиразведкой, сетью региональных профилей МОГТ и пересечена профилями глубокого сейсмического зондирования. Исследования строения осадочного чехла и фундамента севера Западной Сибири, выполненные с учетом новых взглядов на глубинный механизм формирования осадочных бассейнов, вызывающий деструкцию и погружение земной коры в результате рифтогенных процессов, блоковую расчлененность, неравномерное погружение отдельных блоков, вызванной спредингом в океанических рифтах, позволили уточнить тектоническую модель полуострова Ямал. Элементами уточнения являются: вывод о деструкционно-дизъюнктивно-блоковом строении фундамента, переходного комплекса и нижней части осадочного чехла; признаки латеральной аккреции в осадочном чехле в виде конседиментационных структур; дополнительные грабен-рифты и структурные зоны. Все эти элементы выделены по материалам сейсморазведки и бурения. В тектонике полуострова Ямал установлена разветвленная система континентальных грабен-рифтов триас-раннеюрского возраста. Главным результатом процесса рифтогенной деструкции блоков являются неравномерное погружение, расчленение гетерогенного фундамента и конседиментационное на фоне глобальной аккреции литосферы формирование мегавалов и антиклиналей, в пределах которых формировались крупные зоны газонефтенакопления. В межграбеновых блоках прогнозируются месторождения УВ, залежи которых должны быть приурочены к ловушкам антиклинального типа, осложненных литологическими, стратиграфическими и тектоническими экранами.
  1. -5746

Афанасьев Ю.В.
   Форма и генезис слоистой неоднородности продуктивных ловушек / Ю. В. Афанасьев
// Геология нефти и газа. - 2006. - №2.-С.30-35. - Библиогр.:4 назв.


Слоистая неоднородность продуктивных ловушек проявляется в закономерном изменении по разрезу ФЕС, вторичной минеральной и битумной цементации, содержании микроэлементов, плотности флюида и др. Для статистического анализа степени слоистой неоднородности введен ряд показателей: средняя эффективная мощность, коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости. Объектом исследования выбран песчаный пласт Д1 и карбонатный разрез турнейского яруса на месторождениях Татарии и Башкирии. На основании анализа сделан вывод о связи слоистости с ритмичностью геотектонического режима осадконакопления. Другой тип слоистости связан с вторичными процессами окис, протекающими на контакте вода - углеводородный флюид и углеводородный флюид - газ. Данный тип слоистости является наложенным на литофациальную неоднородность разреза и проявляется в виде закономерной последовательности плотносцементированных минерально-битумных слоев мощностью до нескольких метров. В разрезе залежи может быть несколько характерных уплотненных прослоев с минерально-битумной цементацией, что, возможно, связано с количеством этапов дискретного поступления углеводородов в ловушку.
  1. В54109

Баженова О.К.
   Органическая геохимия на службе нефтепоисковой геологии / О. К. Баженова, Т. К. Баженова
// Геологические и технологические предпосылки расширения ресурсов углеводородного сырья в Европейской части России. - М., 2006. - С.173-179: ил.
  1. -10036

Баренбаум А.А.
   Нефтегазообразование и климатический процесс / А. А. Баренбаум
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.13-15:ил. - Библиогр.:с.15.

Образование нефтегазовых скоплений обусловлено двумя физико-химическими процессами: 1) экстракцией подземными водами подвергшейся катагенезу и диагенезу органики осадочных пород, 2) поликонденсационными реакциями синтеза УВ из гидрокарбоната, поставляемого с поверхности метеогенными водами. Каждый из этих процессов в значительной степени определяет состав УВ нефти. Геохимический круговорот, определяющий устойчивость системы, требует вывода из активного обмена излишков подвижного углерода (и воды) и их фиксацию во временных "резервуарах", в качестве которых выступают Мировой океан, биота, атмосфера, почвы, породы земной коры и мантии. В соответствии с эмпирическими данными, равновесие биосферного цикла определяется взаимообменом углеродом между различными "резервуарами" системы со скоростью (2,7±0,1)ґ1017 г/год (что совпадает со скоростью круговорота кислорода в атмосфере и воды в подземной гидросфере). Соответственно, при активном извлечении из недр углерода (углеводородного сырья) в объемах, превышающих его поступление за счет естественной циркуляции, человек активно влияет на региональные процессы генерации нефти и газа. Восполнение ресурсов нефтегазовых месторождений возможно при условии, когда темпы извлечения УВ из залежей не превышают темпы их естественного пополнения. При этом потребление УВ должно происходить в пределах того же гидрогеологического бассейна, что и их добыча. Транспортировка УВ сырья приводит к мировому перераспределению восполняемых запасов из добывающих регионов в регионы потребляющие. Кроме того прогнозируется тенденция смещения крупных скоплений УВ в акватории Мирового океана (глубоководный шельф и материковый склон) за счет регионального выноса углерода водами подземного стока.
  1. -9800

Бекжанов Г.Р.
   Новое в теории формирования Прикаспийского сверхглубинного осадочного бассейна,процессов газонефтеобразования и рудоносности осадочных толщ / Г. Р. Бекжанов, В. Н. Любецкий
// Руды и металлы. - 2007. - №4.-С.66-75. - Библиогр.:4 назв.


Модели газонефтеобразования крупнейших эталонных месторождений имеют широкий выход на решение большого круга прикладных и поисковых задач, В числе особо важных новых теоретических разработок - следующие: обоснование необходимости совершенствования метода сейсмических исследований глубоких частей прогиба для выявления индивидуальных сейсмических характеристик карбонатных толщ на глубинах 5-10 км; вывод о тесной связи соле- и нефтеобразования с дезинтеграцией карбонатных толщ внедряющейся солевой рапой; отсюда следует, что объем ожидаемой нефти не всегда пропорционален объему карбонатной толщи на подсолевом уровне или, иными словами, учет объема карбонатной "платформы" ниже соли не является критерием для оценки перспектив структуры на углеводороды; заключение о том, что центральную часть Прикаспийской впадины, где максимальными были флюидопотоки восстановительных газов и солеобразование, высока вероятность наличия подсолевых карбонатных толщ, нельзя исключать из состава высокоперспективных нефтяных земель; вывод о локализации месторождений в высокопроницаемых для восстановительных флюидопотоков карбонатных и терригенно-карбонатных столбах существенно расширяет возможности дистанционных геофизических, геотермических, газовых, геохимических методов для поисков такого рода структур.
  1. -9741

Белонин М.Д.
   Механизм формирования крупной зоны газонакопления в промежуточном комплексе севера Западной Сибири

/ М. Д. Белонин, С. В. Смирнов, А. А. Плотников
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №4.-С.11-16:ил. - Библиогр.:15 назв.


Главная зона позднего газообразования (ГЗГ) в промежуточном комплексе соответствует интервалу глубин 6.8-9.6 км и характеризуется по отражательной способности витринита стадиями катагенеза АК1-АК3, R0=1.6-3.0%. Углеводородные газы ГЗГ из отложений палеозоя (Новопортовское месторождение) и триаса (Тюменские сверхглубокие скважины СГ-6, СГ-7) характеризуются "тяжелым" изотопным составом углерода со значениями &13 CCH4 от -32.1 до -33.9%0. Источником генерации и миграции газов поздней генерации, характеризующихся "тяжелым" изотопным составом, были крупные зоны погружений. Распространение газоконденсатных и сухих газов поздней генерации соответствует интервалам температур 135-170 и 195-245оС и интервалам пластовых давлений с Кан 1.3-1.85 и 1.7-2.1. Глубокое параметрическое бурение дало возможность прямого исследования глубинных флюидов и подтвердило возможность существования мощного источника углеводородных газов на глубинах 7-8 км с общим газосодержанием ряда образцов керна свыше 360 см3/кг. Механизм формирования крупной зоны газонакопления в промежуточном комплексе регулируется принципиальной моделью глубинного образования и струйной миграции газов в зоны газонакопления. Углеводородный потенциал промежуточного комплекса по категории С3 в интервале карбонатного палеозоя по газу 6.6 трлн. м3, по конденсату (Кизвл=0.6) - 0.23 млрд. т; в интервале триаса по категории. Д+С3 по газу 3.0 трлн. м3.
  1. -5746

Бембель Р.М.
   Поиски и разведка месторождений углеводородов на базе геосолитонной концепции дегазации Земли / Р. М. Бембель, В. М. Мегеря, С. Р. Бембель
// Геология нефти и газа. - 2006. - №2.-С.2-8. - Библиогр.:3 назв.


Одной из наиболее существенных особенностей пространственного распределения залежей УВ в предлагаемой геосолитонной концепции Земли является чрезвычайная локальность планового положения целевых геологических объектов, контролирующих промышленные залежи УВ. Независимость размеров геологических и извлекаемых запасов нефти и газа от площади залежи, наблюдаемая повсеместно на месторождениях, укладывается в геосолитонную концепцию. Феномен ураганного дебита единичных скважин на месторождении связан с их попаданием в геосолитонные трубки, являющиеся очагами геосолитонного излучения, которое формирует ловушку и способствует генерации УВ. Для повышения экономической и геологической эффективности всей технологической цепи от поисков и разведки до оптимальных схем разработки и получения высококачественной продукции в нефтегазовой отрасли, с точки зрения геосолитонной концепции, необходимо, прежде всего, на 1-2 порядка поднять информативность геологоразведочных работ. Также бурение ствола скважины должно гарантировать точное попадание забоя в целевой объект, выявленный по геофизике.
  1. Б75324