7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

Вид материала

Документы

Содержание Берлин Ю.К. Гаврилов В.П. Геологические условия образования "залежей газа под водой" (водоносными отложениями) на территории бассейна Турфан-Хами на запад Глубинное строение структур дегазации на примере газо-конденсатного месторождения-гиганта и грязевых вулканов Гравиметрические исследования при поисках нефти и газа в Красноярском крае Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых

Подобный материал:

• Методы поисков и разведки месторожденийнефти и газа содержание учебной дисциплины, 85.49kb.
• Ставки налога за пользование водными ресурсами, 22.79kb.
• Журнал «Известия вузов Нефть и газ» №1, 2011, 180.81kb.
• Положение о проведении конкурса на лучший экспонат на 18-й международной выставке «Нефть., 78.22kb.
• Нефть и газ Юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2005, 127.14kb.
• 1. Природными источниками углеводородов являются горючие ископаемые нефть и газ, уголь, 161.44kb.
• Всероссийская научно-техническая конференция "Нефть и газ Западной Сибири" Тюменский, 101.88kb.
• Программа дополнительного кандидатского экзамена по дисциплине 65. 07. 00 «Нефтегазовое, 29.36kb.
• Положение о Конкурсе «Лучшая продукция, представленная на 15-й Международной выставке, 32.09kb.
• Х обвязок насосных и компрессорных станций, а также других объектов нефтяной и газовой, 34.46kb.

Берлин Ю.К.
   Особенности формирования осадочных бассейнов Российской Арктики / Ю. К. Берлин, А. В. Ступакова
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.40-43.

92. -10088
    

Бурлин Ю.К.
   Вещественный состав осадочных формаций в нефтегазоносных бассейнах переходных зон континент-океан / Ю. К. Бурлин
// Литология и геология горючих ископаемых. - 2008. - Вып.II.-С.254-265. - Библиогр.:6 назв.

93. -6779
    

Бурштейн Л.М.
   Статистические оценки параметров распределения скоплений нефти по величине в слабоизученных седиментационных бассейнах / Л. М. Бурштейн
// Геология и геофизика. - 2006. - Т.47,№9.-С.1013-1023:ил.,табл. - Библиогр.:31 назв.

94. -5746
    

Былинкин Г.П.
   Зависимость свойств пластовой нефти от вида разгазирования / Г. П. Былинкин, П. А. Гужиков
// Геология нефти и газа. - 2008. - №3.-С.31-36:ил.,табл. - Библиогр.в подстроч.примеч. - Рез.англ.

95. Б75324
    

Вахнин М.Г.
   Основные характерные особенности локальных структур Предуральского краевого прогиба в связи с нефтегазоносностью / М. Г. Вахнин, Д. О. Машин
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.43-46.

96. Б75347
    

Вигинский В.А.
   Неотектоническая природа зонального размещения залежей углеводородов на севере Западной Сибири / В. А. Вигинский
// Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. - М., 2008. - Т.1. - С.130-133: ил. - Библиогр.: 9 назв.

97. Б75320
    

Вигинский В.А.
   Тектоногенная (деформационная) зонность - ключевой фактор нефтегазонакопления в осадочных бассейнах: (на прим. Азов.-Черномор. региона) / В. А. Вигинский
// Фундаментальные проблемы геотектоники. - М., 2007. - Т.1. - С.139-142: ил. - Библиогр.: с.142.

98. -2866
    

Власов Г.М.
   Показатели глубинного (мантийного) абиогенного происхождения нефти / Г. М. Власов
// Отеч.геология. - 2006. - №3.-С.74-76. - Библиогр.:11 назв.


Процесс образования нефти берет свое начало задолго до появления жизни на Земле из первозданных атомов Н, С, N и О. Данный процесс абиогенного синтеза нефти воспроизведен в лабораторных условиях. На многочисленных примерах известна связь крупных скоплений нефти и вулканизма. Наиболее интересными в этом плане являются ореолы и пояса мантийных пород основного состава, такие как внешние островные дуги, офиолитовые пояса, тафрогенные глубинные структуры, кратоны, глубинные разломы и т.п. Отмечено сходство условий образования нефти и алмазов.

99. -6951
    

   Возраст дна,генезис,глубинное строение и методы оценки температур генерации углеводородов Охотоморского региона / Е. В. Вержбицкий, Ю. М. Берлин, М. В. Кононов, М. М. Марина
// Океанология. - 2006. - Т.46,№4.-С.572-583:ил. - Библиогр.:32 назв.

100. -9767
     

Воробьев В.Я.
   Вертикальная миграция углеводородов и ее количественная оценка:(на прим.Волго-Урал.и Сев.-Кавказ.нефтегазонос.провинций) / В. Я. Воробьев
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2006. - Вып.46.-С.3-9:ил. - Библиогр.:7 назв.

101. -5746
     

   Выявление роли допалеозойских толщ в формировании нефтеносности Татарстана / Г. П. Каюкова, Г. В. Романов, Н. С. Шарипова и др.
// Геология нефти и газа. - 2006. - №2.-С.47-54:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв.


Открытие разуплотненных флюидоносных интервалов в кристаллическом комплексе Татарстана, наличие и состав ОВ в глинистых минералах зон деструкций, многочисленных разломов фундамента, с которыми могут быть связаны пути миграции УВ, существенно изменили представления об условиях формирования и сохранения залежей нефти и газа на больших глубинах. Взаимосвязь нефтегазоносности осадочного чехла и фундамента была рассмотрена на основе комплексного исследования вещественного состава пород и характера распределения в них биомаркерных УВ. Для этого были изучены образцы из разновозрастных комплексов палеозоя, архей-вендского допалеозойского осадочного бассейна и фундамента архейского возраста комплексом методов (пиролитическим методом Rock-Eval, экстракцией хлороформенных битумов - ХБА, жидкостно-адсорбционное разделение ХБА и нефтей на фракции, газохроматографический и хромато-масс-спектрометрический анализы насыщенных фракций). Геохимический анализ образцов битуминозных пород в Центральной части Южно-Татарского свода и его склонах показал, что продуктивные пласты представлены преимущественно эпигенетическими битумами (высокое содержание ХБА, в большинстве случаев равное Сорг, а также результаты пиролиза пород). Образцы пород фундамента крайне низким нефтегенерационным потенциалом (низкое содержание Сорг, низкая концентрация ХБА и низкие показатели пиролиза пород). Сравнительный анализ особенностей состава битумов из отложений осадочного чехла и фундамента свидетельствует о том, что битумы из пород фундамента представляют собой остаточную высокомолекулярную часть миграционных нефтей. В составе исходной биомассы значительную часть составлял бактериальный материал, накапливавшийся в морских условиях в резко восстановительных обстановках. Наличие корреляционных связей между биомаркерными параметрами битумов из регионально продуктивного пашинского и нижнего живетского комплекса, их сходство по ряду параметров с битумами рифея - венда и фундамента, а также отличия от сингенетических битумов доманиковых толщ, дает основание предполагать, что нефтеносность продуктивных комплексов в регионе формировалась за счет двух самостоятельных источников генерации. Одним из вероятных очагов генерации являются доманиковые породы, связанные с бассейном карбонатной седиментации, другой источник приурочен к более глубоким, возможно, допалеозойским толщам. Разломные зоны пород фундамента служили миграционными путями нефти из очагов генерации в нефтеносные горизонты осадочного чехла территории Татарстана.

102. -5746
     

Гаврилов В.П.
   Возможные механизмы естественгного восполнения запасов на нефтяных и газовых месторождениях / В. П. Гаврилов
// Геология нефти и газа. - 2008. - №1.-С.56-64:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.;англ.

103. -5746
     

Гаврилов В.П.
   Мобилистские идеи в геологии нефти и газа / В. П. Гаврилов
// Геология нефти и газа. - 2007. - №2.-С.41-48:ил.


Автор представляет основные результаты признания мобилистских идей в современной нефтяной и газовой геологии. Генерация УВ может происходить различными путями, а не только по сценарию классической осадочно-миграционной теории. УВ флюид может быть генерирован непосредственно в донных отложениях водных бассейнов рифтогенного типа под воздействием достаточно высокого теплового потока, что не требует погружения нефтематеринских пород на глубины 3 км и более (рифтогенная модель). В глобальном процессе генерации нефти и газа не может быть исключен минеральный синтез УВ, который может происходить по различным схемам. Однако неорганическим путем синтезируется преимущественно метан, в то время как формирование нефтей требует участия ОВ или других эффективных катализаторов. Тем не менее, генезис нефти и газа должен рассматриваться как смешанный (полигенетический). С учетом поясного распределения нефтяных и газовых месторождений в литосфере, а также геодинамических (плитотектонических) подходов к пониманию их генезиса, корректируются и принципы нефтегазогеологического районирования недр. Применение мобилистского подхода дает геологам-нефтяникам новые ориентиры в поисковом процессе. В частности, появились нетрадиционные объекты поисков: поднадвиговые зоны, фундамент платформ, жильные зоны нефтегазонакопления. Все это значительно расширяет горизонты поисковой активности и дает надежду на продолжение эпохи нефти и газа в человеческой цивилизации.

104. -5746
     

Гаврилов В.П.
   Современная концепция формирования Астраханского газоконденсатного месторождения по геолого-геохимическим данным / В. П. Гаврилов, С. И. Голованова, М. И. Тарханов
// Геология нефти и газа. - 2006. - №6.-С.24-28. - Библиогр.:2 назв. - Текст парал.рус.,англ.

105. В54130
     

   Генезис углеводородных флюидов и месторождений: [сб.ст.] / РАН, Отд-ние наук о Земле, Ин-т пробл.нефти и газа; отв.ред.: А.Н.Дмитриевский, Б.М.Валяев. - М.: ГЕОС, 2006. - 314 с.,[1]л.ил.: ил.,портр.,табл. - Библиогр.в конце ст. - Рез.англ. - ISBN 5-89118-377-9.

106. В54186
     

   Генерационный потенциал Восточно-Черноморского нефтегазоносного бассейна: (по результатам моделирования) / О. К. Баженова, Ю. И. Галушкин, Н. П. Фадеева и др.
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.24-25.

107. В54087
     

   Геодинамика и возможная нефтегазоносность Мезенского осадочного бассейна / С. В. Аплонов, М. Б. Бурзин, А. Ф. Вейс и др.; отв.ред.:С.В.Аплонов,Д.Л.Федоров; Альянс компаний-инвесторов по регион.изуч.Мезен.синеклизы. - СПб.: Наука, 2006. - 319 с.: ил.,табл. - Библиогр.:с.307-317. - Авт.указаны на обороте тит.л. - ISBN 5-02-025056-2.


Монография содержит результаты региональных геолого-геофизических исследований, выполненных в Мезенском бассейне в период с 1999 по 2004 г. альянсом компаний-недропользователей (ОАО "Газпром", ОАО "Лукойл", ОАО "Татнефть", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Роснефть"), а также МПР РФ и МПР Республики Коми. С позиций геодинамического анализа и с учетом всего комплекса новейших, а также полученных ранее геолого-геофизических данных рассмотрены тектонические, литолого-стратиграфические, геохимические и сейсмогеологические предпосылки нефтегазоносности Мезенского бассейна. Выполнена количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа и определены направления поисковых работ. Полученные результаты в корне меняют представления о геологии Мезенского осадочного бассейна и существенно повышают перспективы его нефтегазоносности.

108. -9741
     

    Геологические условия образования "залежей газа под водой" (водоносными отложениями) на территории бассейна Турфан-Хами на западе Китая / Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань, Юань Миншэн, Пан Сюнчи
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №4.-С.4-8:ил.,табл. - Библиогр.:11 назв.


Распределение газа и воды в "залежах газа под водоносными отложениями" отличается от традиционных залежей. Под залежами такого рода понимаются скопления газа с распределением положения воды "сверху" и газа "снизу", сформировавшиеся в условиях нетрадиционного экранирования Механизм газонакопления здесь заметно специфический и заключается в поршневом движении и аккумуляции газа в плотных пластах-коллекторах. Как правило, газ в пористой среде под действием различий в плотности флюидов преодолевает капиллярное сопротивление и мигрирует вверх. В соответствии с законом Архимеда, когда газ экранируется ловушками, миграция прекращается и формируется залежь газа в верхней части структуры. В том случае, когда породы достаточно плотные, а радиус пор пластов-коллекторов достаточно мал, газ под большим давлением заполняет их и по принципу поршневого вытеснения продвигает пластовую воду вверх. В результате пластовая вода занимает верхнее положение, а газ - нижнее. Когда высота столба газа достаточно велика, формируются "залежи газа под водой". В нижне- и среднеюрских отложениях бассейна Турфан-Хами имеются благоприятные геологические условия для формирования скоплений газа: достаточно хорошо развитые угольные пласты-источники газа, достигшие зрелости; переслаивание материнских пород и плотных пластов-коллекторов и наличие структурных ловушек, регулирующие соотношения процессов генерации, миграции и образования залежей. В работе проведено обсуждение доказательств существования таких залежей газа под водоносными отложениями, в частности для условий бассейна Турфан-Хами.

109. В54107
     

Глебов А.Ф.
   Геолого-математическое моделирование нефтяного резервуара: от сейсмики до геофлюидодинамики / А. Ф. Глебов. - М.: Науч.мир, 2006. - 343с.,[12] л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.:с.330-343(216 назв.). - ISBN 5-02-002441-4.


В книге изложены научно-методические и практические приемы построения геолого-математических моделей сложнопостроенных резервуаров нефти и газа, характеризующихся сложной морфологией, многокомпонентным составом, неоднородными и анизотропными физическими свойствами. Особое внимание уделено теоретическим основам геометрической сейсмики анизотропных сред и приемам совместной интерпретации кинематических и динамических характеристик упругих волн разного типа, представляющим собой существенный резерв для развития адекватных геологических представлений о природных резервуарах нефти и газа с микрослоисто-трещиноватой структурой и сложным распределением горных и пластовых давлений. Приводится анализ и намечаются пути преодоления основных неоднозначностей и неопределенностей, возникающих при геолого-математическом моделировании сложнопостроенных резервуаров. В качестве наиболее эффективного практического приема снижения неоднозначности геолого-математической параметризации межскважинного пространства рассматриваются методы сейсмогеологического моделирования, количественной диагностики тектоно-седиментационных режимов и секвенс-стратиграфического восстановления истории осадконакопления. Для научных и практических работников, занимающихся углубленным изучением и развитием методов геологического моделирования в области разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений.

110. В54179
     

    Глубинное строение структур дегазации на примере газо-конденсатного месторождения-гиганта и грязевых вулканов / А. В. Горбатиков, А. Л. Собисевич, М. Ю. Степанова и др.
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М., 2008. - С.116-119: ил. - Рез.англ.

111. Г22607
     

    Гравиметрические исследования при поисках нефти и газа в Красноярском крае / Б. В. Шибистов, Е. С. Карбовский, Д. С. Метрикин, А. П. Четвергов
// Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края. - Красноярск, 2007. - С.63-65. - Библиогр.: с.65.

112. Г22584
     

Греков И.И.
   Проблемы типизации нефтегазоносных бассейнов Восточного Предкавказья и Юго-Восточного Прикаспия / И. И. Греков, В. А. Лаврищев, Н. Л. Энна
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.186-193: ил. - Библиогр.: 16 назв.


На территории Восточного Предкавказья и южной окраины Прикаспийской впадины выделяются Прикаспийский и Северо-Кавказский нефтегазоносные бассейны (НГБ). Анализ строения земной коры и осадочного чехла в пределах этих бассейнов обнаруживает статистическую связь размещения месторождений УВ в структуре земной коры с блоковой тектоникой консолидированной коры, что указывает на участие в формировании залежей нефти и газа "глубинных" (нетрадиционных) источников. Отмечаются следующие особенности размещения залежей УВ: 1. Нефтяные и нефтегазоконденсатные объекты тяготеют к блоку континентальной коры "средней" зрелости с устойчивым геосинклинальным режимом развития на герцинском и киммерийско-альпийском этапах, зонами индосинийского рифтогенеза по периферии и кратковременным вовлечением его в поднятие. 2. Газовые залежи приурочены в основном к межбассейновым поднятиям с гетерогенным субокеаническим или "зрелым" континентальным типами земной коры, рифтогенным или миогеосинклинальным режимом развития на первом этапе и устойчивым геосинклинальным режимом на позднегерцинском - киммерийско-альпийском этапе. Последний характеризуется минимальной мощностью мезо-кайнозойского осадочного чехла и вовлечением в орогенез на позднегерцинском и индосинийском этапах. 3. Литостратиграфические уровни локализации УВ в мезо-кайнозойском осадочном чехле характеризуются закономерным омоложением нижних границ продуктивного интервала от депрессионных зон к выступам. В пределах Прикаспийского и Северо-Кавказского НГБ предлагается различать следующие типы бассейнов: 1. Моногенные газоуглеводородного профиля бассейны древнего континента, в т.ч.: а) континентальных палеорифтов и надрифтовых прогибов на субокеанической коре с устойчивой нисходящей тенденцией формирования (Сарпинский бассейн); б) пассивных палеоокраин на зрелой (бассейн Воронежской антеклизы) или утоненной (бассейн Гуртевского микроконтинента) континентальной коре. 2. Полигенные бассейны активной окраины Евразии, в т.ч.: а) двухъярусные бассейны контрастного инверсионного режима развития на "зрелой" континентальной коре с преимущественно газовой специализацией, отвечающие зонам рифтогенеза, последующего онтогенеза и пассивной внутриконтинентальной седиментации (бассейн кряжа Карпинского); б) трехъярусные бассейны инверсионного режима развития на "зрелой" континентальной коре с исключительно газовой специализацией и следующими геодинамическими характеристиками природных резервуаров: 1/ тылового бассейна активной окраины и отраженной складчатости, пассивной окраины и отраженного суборогенного поднятия (бассейн Ставропольского свода); 2/ раннегерцинского столкновения плит, фронтального поднятия герцинской активной окраины андского типа, пассивной окраины и межконтинентального орогенного поднятия (бассейн Большекавказского орогенного поднятия); в) многоярусные бассейны преимущественно нисходящего режима развития на утоненной континентальной коре с преимущественно нефтяной специализацией, в строении которых принимают участие образования (снизу вверх): тыловой (миогеосинклинальной) зоны активной окраины, индосинийских континентальных прогибов рифтингового и надрифтингового развития, пассивной окраины и внутриконтинентальных и предгорных прогибов (Восточно-Предкавказский бассейн).

113. В54131
     

    Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых: тез.Междунар.конф., Москва, 30-31 мая - 1 июня 2006 г. / отв.ред.: А.Н.Дмитриевский, Б.М.Валяев. - М.: ГЕОС, 2006. - 320 с.: ил.,табл. - Библиогр.в конце докл. - В надзаг.: РАН, Отд-ние наук о Земле, Ин-т пробл.нефти и газа РАН [и др.]. - Текст рус.,англ. - Рез.рус.,англ. - ISBN 5-89118-372-4.

114. Б75098
     

Денк С.О.
   Перспективы нефтегазодобычи: "нетипичные" продуктив. объекты,нетрадиц.источники углеводород.сырья,интенсив.геотехнологии / С. О. Денк. - 3-е науч.-произв.(практ.) изд.,испр.и доп. - Пермь: Электрон.изд.системы, 2006. - 403с.: ил.,табл. - Библиогр.в подстроч.примеч. - Посвящается десятилетию ООО "Буровая компания "Евразия-Пермь"". - ISBN 5-98975-032-3.


В работе кратко изложены результаты многолетних исследований в области межблоково-проницаемых ("трещинных") коллекторов, относящихся к необычным по литологическому составу ("нетипичным") продуктивным объектам. Главнейший из этих результатов - подтверждение универсальности строения любого объекта как саморегулирующейся геофлюидодинамической системы. В рамках подобного взгляда на вещи рекомендуются принципиально новые подходы к геотехнологии извлечения пластовых флюидов. Значительное место уделено рассмотрению нетрадиционных источников углеводородного сырья, роль которых со временем будет возрастать. В связи с этим подробно описаны геотехнологии подземной/скважинной разработки скоплений горючих сланцев и угля.

115. В54179
     

Дмитриевский А.Н.
   Автоволновые процессы формирования флюидонасыщенных зон Земли / А. Н. Дмитриевский
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М., 2008. - С.6-7.

116. Б75282
     

Дмитриевский А.Н.
   Геодинамические критерии в формировании нетрадиционных залежей углеводородов / А. Н. Дмитриевский, И. Е. Баланюк
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.4. - С.200-202: ил.


Одной из насущных энергетических проблем во всем мире является приращение запасов углеводородного сырья и поиск коммерчески окупаемых месторождений нефти и газа. В этой связи актуальной становится задача выявления нетрадиционных источников УВ, среди которых наиболее перспективными являются: - сверхглубокие залежи, приуроченные к зонам трещиноватости верхней коры; - сверхтяжелая нефть из битуминозных песков; - метан угольных пластов; - газогидраты дна Мирового Океана; - залежи УВ континентальных склонов и др. Вторым направлением развития современного нефтегазодобывающего комплекса является повышение коэффициента извлечения УВ сырья из зрелых и отработанных месторождений. Предложены (NB! но не приведены) авторские разработки: - геомеханических и численных моделей восполнения запасов на отработанных месторождениях; - модели формирования пояса тяжелой нефти (на примере Лено-Вилюйского бассейна); - концепции движения флюидов и образования месторождений УВ на основе автоволновых процессов в коровых волноводах зон трещиноватости верхней коры, объясняющей механизм образования гигантских скоплений УВ (на примере месторождения Белый Тигр и Астраханского газоконденсатного месторождения).

117. В54200