Geum.ru

7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

Вид материалаДокументы
Иманов А.А.
Кирюхина Т.А.
Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов-новый тип поисковых нефтяных объектов в З
Клычев Н.В.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Дмитриевский А.Н.
   Избранные труды: в 7 т. Т.1 : Системный подход в геологии: теорет.и прикл.аспекты / А. Н. Дмитриевский; РАН, Ин-т пробл.нефти и газа. - М.: Наука, 2008. - 453,[1] с.,[1]л.портр.: ил.,табл. - Библиогр.: с.448-453(58 назв.) и в конце глав . - ISBN 978-5-02-034117-3.
  1. В54179

Дмитриевский А.Н.
   Углеводородная ветвь дегазации в исследованиях по проблеме "дегазация Земли" / А. Н. Дмитриевский, Б. М. Валяев
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М., 2008. - С.3-6. - Библиогр.: 12 назв.
  1. Б75266

Доценко В.В.
   Гранитоидные массивы фундамента Скифской плиты - новые перспективные объекты на нефть и газ / В. В. Доценко, З. Х. Моллаев
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. - Геленджик, 2007. - С.57-59.


В пределах Предкавказско-Мангышлакской НГП известно только одно связанное с гранитным массивом месторождение нефти - Оймаша. Однако в Ставрополье сейсморазведкой выявлено более десяти гранитных массивов. Эти массивы в разной степени отражаются в новейшей структуре осадочного чехла, т.е. являются тектонически-активными. С активностью массивов могут быть связаны деформации нижних горизонтов осадочного чехла и формирование структурных ловушек отраженного типа (поперечного сжатия), что повышает перспективность объектов на УВ. Источником УВ могут быть как нефтегенерирующие терригенно-карбонатные породы триасового комплекса, прилегающие к массивам, так и породы палеозойского комплекса. Содержание Сорг в палеозойском комплексе Предкавказья достигает 1,92 %. ОВ относится к сапропелевому, реже смешанному, типу, а его термическая зрелость соответствует началу главной фазы нефтеобразования и резко отличается от уровня катагенеза вмещающих пород. В составе битумоидов присутствуют как сингенетические, так и эпигенетические разности. По степени тектонодинамической возбужденности палеозойский комплекс относится к промышленно нефтегазоносным.
  1. Б75282

Егоров А.В.
   Основные закономерности формирования газогидратных скоплений в акваториях / А. В. Егоров
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.1. - С.106-108.


Потенциально газогидратоносные акватории связаны с бассейнами с высокими скоростями осадконакопления, мощным осадочным чехлом и высоким содержанием органического вещества в осадках. Выделяется два типа газогидратных (ГГ) скоплений: а) вблизи поверхности и б) связанные с глубокими горизонтами. Им соответствуют два разных механизма формирования ГГ: связанные с интенсивными локализированными разгрузками газа и с диффузно рассеянными потоками. Рассматриваются также две разные формы миграции метана для образования ГГ: фильтрация газа в самостоятельной фазе и в виде насыщенного раствора в иловых водах. Поисковыми критериями для глубоко залегающих ГГ считается сейсмическая граница BSR, для поверхностных ГГ - наличие тектонических нарушений, подводных грязевых вулканов, газовых сипов, карбонатных построек, повышенных содержаний метана в придонной воде и донных осадках. Признаки газогидратоносности установлены в 75 районах Мирового океана, как на пассивных, так и на активных окраинах, а также в Каспийском море и озере Байкал; в 27 районах наличие ГГ подтверждено прямым пробоотбором. Распространенность ГГ в осадках подчинена циркумконтинентальной зональности. В России ГГ обнаружены и исследованы в осадках Охотского моря и озера Байкал. Проблема ресурсов газа в газогидратной форме является одной из основных задач изучения ГГ, так как существующие оценки разнятся на порядки величин. Еще одной серьезной проблемой является отсутствие разработанных технологий извлечения метана из природных ГГ, что особенно важно для находящихся в неконсолидированных осадках аквальных ГГ, для которых невозможно применение методов, разработанных для континентальных залежей.
  1. -10036

Запивалов Н.П.
   Нефтегазовая геология:парадигмы XXI века / Н. П. Запивалов
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.11-12.

В настоящее время в нефтегазовой индустрии происходят серьезные качественные изменения. Предполагаемые ресурсы и разведанные запасы нефти и газа в мире все время увеличиваются, добыча УВ сырья неуклонно растет, происходит «возрождение» старых отработанных месторождений. При этом с учетом существующего коэффициента извлечения, еще более 60% разведанных запасов остаются не извлеченными. Данные нефтяной геологии, полученные во второй половине 20 века, во многом противоречат классической осадочно-миграционной концепции генезиса нефти: за прошедший период были выявлены многочисленные нестандартные нефтегазовые бассейны и открыты нетрадиционные залежи УВ сырья. Установлено, что нефть может быть доступна в различных породах и разнообразных условиях. Успешно развиваются геофлюидодинамические концепции и обновленная теория фильтрации. Предложено новое определение «залежи» нефти: открытая флюидодинамическая система с переменной энергией, ограниченная порогом протекания и массо-энергопереноса, за пределами которого распространяется другая система (среда). Все более реальными становятся перспективы нефтегазоносности фундамента, рассматривавшегося раньше как «стерильное» образование. К настоящему времени открыто более 500 месторождений УВ сырья в различных породах (включая магматические и метаморфические) фундамента в Европе, Америке, Азии и Австралии. Намечены новые подходы к изучению нефтенасыщенных объектов как динамических систем с быстро меняющимся состоянием: от резко «возбужденного» до близкого к стабильному, что особенно характерно в период наложенных техногенных (разведка и разработка) процессов. В России при добыче преобладает использование глубоких гидравлических разрывов пласта и бурение горизонтальных скважин. Эти методы являются оптимальными в условиях ускоренной разработки месторождений, но не обеспечивают полное извлечение нефти из залежи, что приводит к быстрому ее истощению. Для предотвращения такой ситуации необходимо применение реабилитационных циклов, что обеспечит не только релаксацию фильтрационно-емкостных свойств, но и восстановление энергетического потенциала флюидонасыщенных систем. Активная реабилитация (допустимое индивидуальное воздействие (лечение) на систему) должна быть предусмотрена в процессе лицензирования. Для дальнейшего успешного функционирования нефтегазового комплекса необходима новая научная парадигма и разработка новых технологий и методик, основанных на принципах детерминистского хаоса в современной геодинамике с учетом флюидогеодинамического мониторинга и фрактального моделирования. Примером может служить создание и реализация комплексного американского проекта по изучению бассейнов Земли – GBRN (Global Basin Research Network). Принципиально важным достижением этого проекта является доказательство современного активного генезиса новых масс УВ в разбуриваемых пластах. Процессы новообразования УВ скоплений отмечены во многих районах мира; подобные вторичные или «техногенные» залежи могут содержать значительные запасы УВ сырья и могут формироваться в большом стратиграфическом диапазоне. Т.о. нефть и газ являются возобновляемыми ресурсами за счет спонтанно активизированных природных или природно-техногенных процессов в земной коре.
  1. -2866

Зубков В.С.
   Конденсированные нафтиды в магматических породах различных геодинамических обстановок / В. С. Зубков
// Отеч.геология. - 2008. - №1.-С.68-74:ил.,табл. - Библиогр.:35 назв.
  1. -9741

Иванников В.И.
   Нефтерождение и нефтескопление / В. И. Иванников
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №5.-С.48-49:табл. - Библиогр.: назв.
  1. Г22623

Иванов К.С.
   К вопросу о глубинном происхождении нефти / К. С. Иванов, В. Г. Кучеров, Ю. Н. Федоров
// Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. - Тюмень, 2008. - С.160-173: ил., табл. - Библиогр.: 45 назв. и в подстроч.примеч.
  1. -10036

Изотов В.Г.
   Наноминеральные системы нефтяного пласта и их роль в процессе разработки / В. Г. Изотов, Л. М. Ситдикова
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.21-23:ил. - Библиогр.:с.23.


На основании проведенных авторами исследований установлено, что природные коллекторы УВ систем активно реагируют практически на любое воздействие. Установлено, что флюидные фазы пласта и сам коллектор представляют собой литолого-геохимическую систему, находящуюся в состоянии неустойчивого равновесия. Внешнее воздействие на эту систему приводит к сдвигу равновесия - изменению фильтрационных характеристик пласта и химизма флюидов, а также реакции минеральной составляющей коллектора на произведенное воздействие. В соответствии с авторским положением о литолого-геохимическом равновесии в системе нефть (флюид) - коллектор, в ней выделяются активные и инертные минеральные фазы. Инертные фазы (обломочные зерна, карбонатные скопления) практически не реагируют на методы воздействия на пласт. Активные фазы (комплекс тонкодисперсных минералов наноразмерных величин) формируют неустойчивый минеральный комплекс, активно меняющий форму, ориентировку в пустотно-поровом пространстве и кристаллизующийся в этом пространстве в ходе воздействия на пласт. Наноминеральные фазы обычно локализуются в местах пережимов поровых каналов, что приводит к нарушению или прерыванию фильтрационных процессов. Анализ динамики поведения наноминеральных фаз, локализованных в поровых каналах нефтяного коллектора, позволяет прогнозировать реакцию пласта на применение того или иного комплекса МУН. Это, в свою очередь, позволяет выбрать оптимальную методику для увеличения нефтеотдачи разрабатываемого пласта. Для этой же цели авторами предложено (и опробовано на ряде месторождений Волго-Уральской области) проведение литолого-технологического картирования, учитывающего не только распределение фильтрационно-емкостных параметров пласта, но и распределение активных наноминеральных фаз и особенностей их локализации.
  1. -4284А

Иманов А.А.
   Изменение физических и механических свойств коллекторов месторождений Южно-Каспийской впадины в зависимости от глубины залегания и взаимосвязи между ними / А. А. Иманов, С. М. Сафиярлы
// Изв.Науки о Земле / Нац.акад.наук Азербайджана. - 2007. - № 3.-С.18-21: ил. - Библиогр.: с.21. - Текст азерб. - Рез.рус.,англ.


На основе исследования большого объема проб пород месторождений Южно-Каспийской впадины, отобранных из глубин 500-6000 м, выявлены закономерности изменения плотности, пористости, твердости и модуля упругости Юнга в зависимости от глубины, а также установлены взаимосвязи между указанными параметрами. Выявлены эмпирические модели этих зависимостей.
  1. -6779

Исаев В.И.
   Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины / В. И. Исаев, А. Н. Фомин
// Геология и геофизика. - 2006. - Т.47,№6.-С.734-745:ил.,табл. - Библиогр.:22 назв.
  1. Г22425

   История формирования неокомского чехла и связанных с ним нефтегазоносных комплексов центральной части Западно-Сибирского бассейна / М. Н. Поташова, М. В. Герасимова, В. Ф. Куприн, Л. В. Ровнина
// Меловая система России и ближнего зарубежья:пробл.стратиграфии и палеогеографии. - Саратов,2006. - С.119-121. - Библиогр.:с.121.


Неокомские нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна характеризуются значительным промышленным потенциалом. Вопросы, связанные с историей их формирования имеют не только теоретическую, но и значительную практическую ценность. В настоящее время наиболее популярна клиноморфная модель заполнения Западно-Сибирского бассейна, она сводится к тому, что в берриас-валанжине центральная часть морского бассейна представляла собой некомпенсированную впадину, заполняющуюся с юго-востока обломочным материалом, формирующим на шельфе подводные конусы выноса, постепенно замещающиеся к центру склоновыми образованиями - клиноморфами, песчаные части которых могут служить коллекторами углеводородов. Авторами статьи предлагается собственная модель, главными особенностями которой являются: перерыв в осадконакоплении в начале неокомского цикла (валанжин-ранний готерив), охвативший западную часть территории, и стабильная мелководность располагавшегося на востоке морского бассейна с многочисленными песчаными коллекторами, имеющими прибрежно-аккумулятивную природу. Кроме того, формирование в позднем готериве зоны растяжения и соответствующего ей крупного мелководного бассейна, где главным механизмом накопления осадков было не наращивание "шельфа", а наоборот активный перемыв, компенсирующий устойчивое прогибание его центральной части.
  1. -9741

   К вопросу о происхождении газоконденсатных месторождений / А. А. Волков, В. В. Крачковский, А. И. Бурмантов, Р. Ю. Юнусов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №5.-С.8-9:ил. - Библиогр.:5 назв.
  1. Г22584

   К концепции полигенеза нафтидов / Р. П. Готтих, Б. И. Писоцкий, С. А. Каплан, В. И. Галуев
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.61-69: ил. - Библиогр.: 15 назв.


Было проведено исследование пород, рассеянных в них углеродистых веществ и нефти Восточно-Европейской и Сибирской платформ с помощью современных геохимических и ядерно-геофизических методов анализа вещества. Геохимический состав наложенных на породы верхней коры флюидов очень сходен с составом мантийных флюидов, что позволило сделать вывод об их формировании вне осадочного чехла, восстановленном характере и многокомпонентном составе систем, совместном переносе в битуминозной фазе включений микроэлементов различных групп в форме металлоорганических соединений, обеспечивающих геохимическую специализацию нефти в различных регионах и поступлении флюидов в осадочный чехол уже после завершения стадии катагенеза пород. Наличие в породах фундамента и осадочного чехла нефтеносных территорий реликтов, восходящих относительно высокотемпературных восстановленных флюидов и идентичность их микроэлементного состава с геохимическим составом нефти указывают на наличие в последней эндогенной составляющей. Характер распределения в изученных объектах радиогенных изотопов позволяет сделать вывод о неоднократном, пульсационном поступлении в осадочный чехол НГ провинций глубинных флюидных систем. Наиболее раннее из них связано с проявлением в регионах базальтового магматизма и внедрением в седиментационные бассейны относительно сухих газовых эманаций. Формирование нефтеобразующих систем связано с последующей эволюцией глубинных процессов, приводящих к образованию областей обогащенной мантии, развитию щелочного уклона в магматизме и радикальной трансформации флюидов в сторону их большей восстановленности. В целом, на основании интерпретации геохимических и комплексных геофизических (сейсмо-, гравии- и магниторазведка) исследований предложена принципиальная схема эволюции глубинных восстановленных флюидов. В ее основе лежит система C-O-N-H-S, которая, в зависимости от источника вещества, соотношения С/Н во флюидах, fO2 и тектоно-динамических условий миграции эволюционирует либо в сторону образования скоплений УВ, либо рудно-битумных месторождений различного профиля, либо принимает участие в формировании углеродистых метасоматитов и углеродистых формаций, аналогов, так называемых, нефтематеринских свит.
  1. -5746

Кирюхина Т.А.
   Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозойских отложений восточного сектора Баренцевоморского бассейна / Т. А. Кирюхина, А. В. Ступакова, К. А. Ситар
// Геология нефти и газа. - 2006. - №3.-С.43-51:ил.,табл. - Библиогр.:4 назв. - Текст парал.рус.,англ.


Восточный сектор Баренцева моря представляет большой интерес с точки зрения поиска новых перспективных объектов на нефть и газ. Причем перспективы нефтегазносности связаны не, только с традиционными юрскими резервуарами, но и с более глубокими верхнепалеозойскими толщами. В геологическом отношении восточный сектор Баренцева моря сильно неоднороден. С одной стороны выделяются тектонические элементы, связанные с формированием Баренцевоморской депрессии, а с другой - районы с заложением и развитием Новоземельской складчатой области. Наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности палеозойских отложений в центральной части акватории Баренцева моря представляет Адмиралтейский вал, ограничивающий Предновоземельский передовой прогиб от Баренцевоморской плиты. Адмиралтейский вал представляет собой относительно стабильный приподнятый участок платформы с преимущественно карбонатным осадконакоплением, причем мощность осадочного чехла в пределах вала сокращена до 6-8 км по сравнению с Южно-Баренцевской впадиной, где его мощность достигает 15-17 км. Баренцевоморский регион с геохимической точки зрения изучен недостаточно. Поэтому перспективы нефтегазоносности с геохимических позиций, наряду с малочисленными данными по Адмиралтейскому валу, можно изучить лишь по косвенным данным, полученным при изучении палеозойских разрезов островов Новая Земля, Земля Франца Иосифа, и акваторий Баренцева и Печорского морей. В Баренцевоморском регионе хорошими нефтематеринскими толщами обладают верхнефран-турнейские карбонатно-глинистые и визейские глинистые отложения (тип ОВ преимущественно II), а также нижнепермские карбонатно-глинистые отложения (ОВ смешанного типа II-III). В Баренцевоморском регионе перечисленные нефтематеринские толщи можно отнести к газопроизводящим из-за высокой степени их катогенного преобразования либо к исчерпавшим свой генетический потенциал. Адмиралтейский вал вследствие благоприятного тектонического положения является зоной аккумуляции как газовых, так и нефтяных УВ, источником которых могут быть нефтегазоматеринские толщи средне-раннепалеозойского возраста, и возможно, мезозойские толщи Баренцевого региона.
  1. -5746

    Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов-новый тип поисковых нефтяных объектов в Западном Татарстане / Н. К. Фортунатова, А. Г. Швец-Тэнэта-Гурий, Р. К. Гумаров и др.
// Геология нефти и газа. - 2006. - №1.-С.25-33:ил. - Библиогр.:3 назв. - Текст парал.рус.,англ.


Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов - новый тип поисковых нефтяных объектов в Западном Татарстане Палеозойским отложениям Камско-Кинельской системы прогибов свойственно широкое развитие на ее бортах рифовых и клиноформных тел разного масштаба. Последние представляют собой новый тип поисковых объектов, с которыми могут быть связаны литологические и структурно-литологические ловушки углеводородов. В статье предлагается седиментологическая модель строения потенциально нефтегазоносных клиноформных тел, выполняющих Камско-Кинельскую систему прогибов. По бортам прогибов развиты верхнефамен-турнейские отложения, представленные проградирующими клиноформами карбонатных конусов выноса, перемежающимися с глинистыми клиноформами. В Казанско-Кировском прогибе в воронежском горизонте присутствует терригенно-глинистая услонская свита, являющаяся клиноформным телом (конусом выноса) сложной конфигурации. В конусах выноса в едином разрезе присутствуют карбонатные или песчаные пласты-коллекторы, глинистые пласты-флюидоупоры и нефтематеринские породы, находящиеся на стадии генерации УВ. Клиноформы характеризуются сложным строением и линзовидно-пластовым залеганием маломощных пластов-коллекторов. Они отличаются от рифовых тел распределением пластов-коллекторов и характером отражений на сейсмических профилях. Отмечается несовпадение структурных планов основного картируемого отражающего горизонта У и поверхностей клиноформных тел. Предполагается повсеместное клиноформное строение палеозойских отложений в пределах Камско-Кинельской системы прогибов данного региона.
  1. -9767

Клычев Н.В.
   Использование гидрогеологических критериев для оценки региональных условий нефтегазонакопления:(на прим.додевон.-среднедевон.отложений территории Саратов.обл.) / Н. В. Клычев, В. В. Гонтарев
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2007. - Вып.51.-С.17-32:ил.,табл. - Библиогр.:22 назв.


При региональных прогнозах нефтегазоносности обычно используются общегидрогеологические, гидрохимические, гидродинамические критерии и газовая составляющая подземных вод. Общегидрогеологические критерии определяются особенностями строения артезианских бассейнов. Территория Саратовской области располагается на северо-западе Северо-Каспийского артезианского бассейна. Здесь выделяются два обособленных гидрогеологических этажа: надсолевой - мезо-кайнозойский и подсолевой - палеозойский, разделенные Кунгурской водоупорной соленосной толщей. Перспективы нефтегазоносности региона связываются с подсолевым гидрогеологическим этажом - водонапорной системой, состоящей из водонапорных комплексов и разделяющих их флюидоупоров. Судя по химическому составу вод степень гидрогеологической закрытости недр высокая, гарантирующая сохранение здесь скоплений УВ. Существуют два противонаправленных потока - инфильтрационный, направленный на юг и юго-восток и элизионный - от Прикаспийской мегавпадины на север и северо-запад. Газовая составляющая подземных вод подтверждает положительные перспективы нефтегазоносности этого комплекса почти на всей территории Саратовской области. Газовый фактор превышает 0.1 м3/ м3 (в среднем 0.3-0.5 м3/м3). Водорастворенные газы относятся к метановому и азотно-метановому типам с концентрацией УВ более 40%(объемных) с повышенным содержанием тяжелых УВ. На юге и юго-западе области на территории Прикаспийской мегавпадины и ее обрамления выделяется высокоперспективная зона с газонасыщенностью вод > 0.5. Во внутренней части Прикаспийской мегавпадины подземные воды, видимо, имеют весьма высокие ГВФ (2-10 м3/м3 и более), а степень их газонасыщенности превышает 0.8.
  1. Г22456