Geum.ru

7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

Вид материалаДокументы
Сорокин А.В.
Старосельцев В.С.
Тимурзиев А.И.
Торикова М.В.
Фомин А.Н.
Фортунатова Н.К.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Сорокин А.В.
   Физико-химические свойства нефти различных типов состава месторождений Западной Сибири / А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин, М. Р. Сорокина
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №3.-С.27-31:ил. - Библиогр.:4 назв.
  1. -9741
Старобинец И.С.
   Условия формирования многопластовых скоплений углеводородов по геохимическим данным:(на прим.Зап.Сибири) / И. С. Старобинец, В. Т. Гудзенко
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №3.-С.35-53:ил.,табл. - Библиогр.:26 назв.


В нефтегазовой геохимии существуют две точки зрения на процессы формирования залежей. По данным одних исследователей скопление УВ происходило в процессе струйной миграции (И.В.Высоцкий и др.). Другие исследователи - В.А.Соколов, А.А.Геодекян, А.В.Егоров и т.д. обосновывают образование залежей нефти и газа путем аккумуляции диффузионно-рассеянных жидких и газообразных УВ. Проведенными исследованиями автор установил, что формирование залежей нефти и газа происходит с интенсивностью, близкой к интенсивности диффузионного потока путем аккумуляции диффузионно-рассеянных нефтяных и газообразных УВ в водоносных горных породах. Процесс перехода УВ из диффузионно-рассеянного состояния в жидкое или газообразное являлся процессом рождения нефтяной или газовой залежи. Если бы нефть поступала в ловушку в виде струи или капель, то она бы оставила на своем пути следы этой миграции в подошве ловушки и других ее частях.
  1. Б75387
Старосельцев В.С.
   Актуальные проблемы тектоники нефтегазоперспективных регионов / В. С. Старосельцев; М-во природ.ресурсов РФ, Федер.агентство по недропольз., Сиб.НИИ геологии, геофизики и минер.сырья. - Новосибирск: Наука, 2008. - 211 с.,[1]л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.: с.193-210(196 назв.). - ISBN 978-5-02-023251-8.
  1. -5578
Стасова О.Ф.
   Влияние температуры и давления на состав нефтей баженовской свиты Широтного Приобья / О. Ф. Стасова, А. И. Ларичев, Н. И. Ларичкина
// Геохимия. - 2006. - №9.-С.996-1005:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв.


Детальное изучение поверхностных проб нефтей Широтного Приобья, приуроченных к отложениям баженовской свиты, показало, что их состав в значительной степени определяется термобарическими условиями пласта. Установлено, что в условиях затрудненного оттока углеводородных флюидов и развития аномально высоких пластовых давлений образование углеводородных флюидов начинается на больших глубинах и при более высоких температурах (Тпл > 100°С). В системах со свободным оттоком УВ флюидов процессы нефтегазообразования идут иначе. На состав нефтей баженовской свиты со свободным оттоком УВ флюидов большое влияние оказывают миграционные процессы, которые наряду с термобарическими параметрами, определяют специфику физико-химического, углеводородного и индивидуального состава нефтей.
  1. В54186
Степашко А.А.
   О роли глубинной гетерогенности в размещении нефтегазоносных бассейнов и провинций / А. А. Степашко
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.224-225.
  1. -9741
Тараненко Е.И.
   Современные аспекты вертикальной зональности нефтидогенеза / Е. И. Тараненко, Ю. А. Герасимов, Фарах Салех Фарах
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №9.-С.4-10:ил. - Библиогр.:8 назв.
  1. Б75347
   Тектоника вендско-нижнепалеозойского нефтегазоносного комплекса Сибирской платформы / А. Э. Конторович, С. Ю. Беляев, А. А. Конторович и др.
// Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. - М., 2008. - Т.1. - С.424-428: ил.
  1. -9899
Тимонин Н.И.
   Тектоника и нефтегазоносность Баренцево-Карского региона / Н. И. Тимонин
// Вестн.Ин-та геологии Коми науч.центра УрО РАН. - 2007. - №4.-С.12-14:ил.,портр. - Библиогр.:15 назв.

В регионе открыты крупнейшие и уникальные газоконденсатные месторождения: Штокмановское, Ледовое (Южно-Баренцевская впадина), Русановское, Ленинградское (Южно-Карский бассейн). Более северные районы Баренцево-Карской шельфовой плиты остаются слабо изученными, поэтому представление о геологическом строении и потенциальных нефтегазоносных комплексах этой территории базируются на результатах наземных исследований территорий арктических островов. В соответствии с этим в осадочном чехле северной части Баренцево-Карского шельфа может быть предположительно выделено как минимум три региональные потенциально нефтематеринские толщи: ранне- среднедевонская карбонатно-глинистая, ранне- среднетриасовая глинистая и средне- позднеюрская карбонатно-глинистая. Есть основания полагать, что все эти толщи достигли главной фазы нефтеобразования. Однако, учитывая тот факт, что большая часть продуктивных толщ находится на глубинах свыше 4-6 км, т.е. достигла главной фазы газообразования, следует ожидать преобладания скоплений газа и газоконденсата.
  1. -9741
Тимурзиев А.И.
   Время формирорвания залежей как критерий нефтегазоносности локальных структур:(на прим.Юж.Мангышлака) / А. И. Тимурзиев
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №1.-С.24-31. - Библиогр.:10 назв.

Анализ различных точек зрения на проблему возраста формирования залежей УВ позволяет сделать вывод о необоснованности тезиса сторонников гипотезы осадочно-миграционного происхождения (ОМП) нефти о возможности мгновенного в геологическом масштабе времени формирования залежей УВ. Предлагаемый ими механизм концентрации залежей по схеме латеральной миграции УВ при известных скоростях, ограничиваемых геологическими условиями строения осадочных бассейнов (уклоны палеоструктурных поверхностей и градиенты давлений, латеральная неоднородность и фациальная невыдержанность пород, низкая проницаемость, гидродинамические барьеры и т.д.), запрещают существование крупных и гигантских залежей позднекайнозойского возраста. С точки зрения законов физики для формирования гигантских залежей в плиоценовых и плейстоценовых отложениях необходимо, чтобы активная латеральная миграция УВ началась с мезозойского времени, когда не существовало ни ловушек, ни покрышек, ни генерирующих и вмещающих залежи пород. Эти физические ограничения свидетельствуют в пользу безальтернативного механизма формирования залежей по схеме вертикальной миграции УВ со скоростью трещинообразования при сейсмодислокациях (землетрясениях) и по времени, соизмеримом со временем разработки месторождений. Т.о. на основе механизма латеральной миграции УВ для реальных геологических условий строения осадочных бассейнов невозможно научно обосновать существование крупных и гигантских залежей нефти в плиоценовых и плейстоценовых отложениях нефтегазовых бассейнов мира. Геохимическое обоснование гипотезы ОМП вступает в противоречие с физическими законами, т.к. отсутствует механизм транспортировки УВ.
  1. -5746
Тимурзиев А.И.
   Новейшая тектоника и нефтегазоносность запада Туранской плиты / А. И. Тимурзиев
// Геология нефти и газа. - 2006. - №1.-С.35-44:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ.


Было выполнено детальное изучение новейшей (неоген-четвертичной) тектоники запада Туранской плиты для установления ее связей с глубинным строением и нефтегазоносностью недр, выработки количественных критериев неотектонического контроля и методов оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур. Выполненные неотектонические исследования содержали: а - структурные построения и анализ мощностей; б - структурно-геоморфологические исследования. В комплексе неотектонических критериев нефтегазоносности анализировались закономерности распределений скоплений УВ в зависимости от амплитуд и градиента неотектонических движений (НТД) и густоты линеаментов. Установлена зависимость типа углеводорода в залежи от вектора и интенсивности НТД. В прогибающихся областях преобладают скопления газа, в областях со спокойным вздыманием - нефти, в сильно воздымающихся областях - битума. Кроме того, максимум скопления углеводородов приходится на зоны, расположенные между областей с положительными и отрицательными знаками движений, зоны с повышенным градиентом неотектонических движений. Выявлено закономерное стратиграфическое снижение этажей нефтегазоносности с уменьшением активности НТД. Распределение УВ в пределах запада Туранской плиты подчиняется не стратиграфической зональности, а образует в разрезе секущее стратиграфические горизонты объемное тело, параметры которого контролируются неотектонической зональностью. Неотектонический критерий имеет преимущественное влияние на масштаб вертикальной миграции УВ. Был выполнен обзор целого ряда нефтегазоносных бассейнов и везде соблюдается единый закон, определяющий пространственное размещение скоплений УВ в переходных, промежуточных между максимальными и минимальными амплитудами зонах со средними значениями амплитуд и максимами активности неотектонических движений.
  1. Г22584
Тимурзиев А.И.
   Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти: (вопр.миграции УВ) / А. И. Тимурзиев
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.52-61.


Наиболее слабым звеном гипотезы ОМП нефти является физическое обоснование механизма первичной миграции микронефти и дальней латеральной миграции УВ из очага генерации до зон аккумуляции. С точки зрения фундаментальных законов сохранения энергии и количества энтропии, источника и баланса исходного вещества, энергии движущих сил, транспортных средств (пластовые воды, свободный газ) и артерий (каналы миграции) образование промышленных скоплений УВ на основе механизма первичной (микронефть) и вторичной (нефть) латеральной миграции невозможно. Одним из прямых индикаторов вертикальной миграции УВ при формировании залежей являются данные палинологических анализов нефтей баженовской свиты о закономерном присутствии микрофоссилий нижележащих комплексов в нефтях при стерильности пород древнее вмещающих отложений. Предлагаемая глубинно-фильтрационная теория нефтегазообразования снимает физические противоречия, ориентирует ГРР на поиски каналов вертикальной фильтрации и разгрузки УВ в верхней части литосферы и ловушек УВ различного генезиса, формируемых процессами флюидодинамического структурообразования и "оживленных" процессами нефтегазообразования и стратиформного нефтегазонасыщения. В этом случае формирование залежей на барьерах глубинного массопереноса связано с фильтрацией потоков флюидов, локализованных в вертикальных "сверхпроводящих" колоннах на телах горизонтальных сдвигов фундамента и на сводах растущих поднятий, обеспечивающих растяжение и раскрытие недр. Современные технологии сейсморазведки 3Д, позволяют картировать очаги скрытой разгрузки УВ в осадочном чехле и фундаменте ОБ, решают вопрос об источнике и форме миграции УВ и обеспечивают переход к новой парадигме поисков нефти: от поисков локальных структур, как возможных ловушек УВ, к прямым поискам нефти в верхней части земной коры на путях (гидродинамических барьерах) вертикальной струйной миграции УВ.
  1. Г22389
Торикова М.В.
   Металлоносность углеводородов / М. В. Торикова
// Природные битумы и тяжелые нефти. - СПб., 2006. - С.448-457:табл. - Библиогр.:с.457(10 назв.).


Результаты анализов выявили ряд особенностей в распределении металлов внутри нефтяного вещества. В асфальтенах из нефти наблюдаются наибольшие концентрации (в г/т): цинка - 860, кобальта - 67, серебра - 100, а в асфальтенах из хлопьевидной взвеси - золота - 0,09, вольфрама - 7,9. В нерастворимых осадках из хлопьевидных взвесей отмечаются максимальные содержания (в г/т): Sr-1190, Rb- 62, Cs- 3,5, Sb- 9, La- 41, Се- 82, Nd- 50, Sm-7, Eu- 1, Yb- 5, Lu- 0,9, Tb- 0,6, Та- 5, Sc- 8, Cr- 290, Ba- 19900, U- 7,2, Hg- 5,6, Si, Al, Fe (до 10 %); Ca, Na, К (до 5 %). В осадках из нефтей концентрации перечисленных элементов несколько ниже. Исследования Горбунова Л.В., Филлимоновой Т.А. (1983 г.) смол и асфальтенов из меловых (валанжин) нефтей Самотлора показало, что 60 % золота аккумулируется в составе асфальтенов. В работе Кадиева Х.М. и др. (1987 г.) приведен групповой углеводородный состав гудрона бузачинской нефти с распрелелением ванадия и никеля по группам: см.таблицу. Анализ приведенного материала выявляет три составляющие в нефтяном веществе, концентрирующие соответствующие металлы: Асфальтены - Zn, Co, Ag, Au, W; Углеродистое вещество - Fe, Ca, Ba, Sr, Rb, Cs, Cr, Se, Hf, La, Ce, Nd, Sm, Eu, Yb, Lu, Sc, Th, U, Та, Hg, Sb ; Смолы-V, Ni.
  1. -5995А
   Условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления на умеренных и больших глубинах севера Западной сибири / В. М. Матусевич, И. Н. Ушатинский, В. А. Рыльков, А. В. Рыльков
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №1.-С.4-11:табл. - Библиогр.:9 назв.
  1. Г22456
Фёдоров Д.Л.
   Геологические особенности формирования гигантских месторождений нефти и газа Прикаспия и Северного Каспия / Д. Л. Фёдоров, С. И. Кулаков
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб., 2006. - С.117-127: ил. - Библиогр.: 4 назв.
  1. Б75266
Федоров Д.Л.
   Гигантские месторождения нефти и газа Каспийского региона и особенности их формирования / Д. Л. Федоров, С. И. Кулаков
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. - Геленджик, 2007. - С.33-38. - Библиогр.: 3 назв.


В Каспийском регионе открыто 4 гигантских месторождения УВ сырья - Тенгиз (нефтяное), Астраханское (газоконденсатное), Карачаганакское (нефтегазоконденсатное), Кашаганское (нефтегазовое), суммарные ресурсы которых оцениваются в 15-20 млрд. т в нефтяном эквиваленте. Все месторождения расположены в области развития палеозойских карбонатных (девон - средний карбон) и соленосных (нижняя пермь, кунгурский ярус) отложений. Месторождения различаются по стратиграфическим, литологическим, структурным, геохимическим и термодинамическим особенностям строения. Месторождение Тенгиз расположено в южной прибортовой части Прикаспийской впадины в осевой части прогиба в структуре фундамента и характеризуется значительными (7-8 км) мощностями нижней части палеозойского разреза, включающего нефтеносные отложения. Структурной поверхностью, определяющей морфологию кровли залежи УВ, является эрозионный срез рифогенного массива (верхний девон - средний карбон). Ловушкой УВ был небольшой по площади высокоамплитудный биогермный массив. Малодифференцированные геодинамические условия затрудняли связь резервуара с глубинными очагами генерации и миграции флюидов, что привело к формированию уникальной "моно"-залежи нефти. Высота ловушки достигает 2000 м, доказанный этаж нефтегазоносности составляет 1648 м. Покрышкой является кунгурская соленосная толща, отличающаяся наименьшей интенсивностью галогенеза и нарушенностью надсолевых отложений. Нефть в залежи легкая, по плотности близка к конденсатам Астраханского месторождения. Попутный газ содержит кислые элементы до 15 % объема. Пластовые температуры на глубине 4000 м - 107-130°С; пластовые давления - 80-90 МПа. Самое крупное по площади (4200 км2) Астраханское месторождение характеризуется наличием поднятий на поверхности кристаллического фундамента. Оно сформировалось над вершиной одноименного свода; амплитуда свода по кровле продуктивных отложений составляет 2000 м, при этом высота залежи - всего 200 м. В теле залежи установлены признаки малоамплитудных разрывных нарушений, по которым осуществляется гидродинамическая связь разных пластов резервуара. Содержание конденсата составляет 200 см3/м3; содержание кислых компонентов (сероводород, углекислота) - около 50 % объема; в газе обнаружены признаки ртути и гелия. Пластовые температуры на глубине 4000 м - 102-128 С. Важную роль при формировании месторождения сыграли древние и молодые крупные разломы с глубинными корнями, обеспечивающие связь с глубинными источниками генерации и миграцию флюидов, включая и неуглеводородные. Ловушка относительно молодая, своим формированием обязанная субантиклинальному изгибу карбонатных слоев под влиянием нескольких фаз подъема Астраханского блока фундамента, в т.ч. в новейшее время. Поступление гелия, ртути и кислых компонентов предполагается из крупного палеозойского прогиба в пределах кряжа Карпинского (южная область питания). Карачаганакское месторождение - единственное, в строении которого принимают участие нижнепермские отложения докунгурского возраста. В контуре продуктивности, как и в Астраханском месторождении, присутствуют участки со значительно сокращенными мощностями (до первых десятков метров) соленосных отложений. Высота основной залежи 1600 м. Значительная амплитуда ловушки УВ обусловлена тем, что крупное поднятие по девонско-каменноугольным отложениям в сводовой части наращивается меньшим по площади структурным осложнением, связанным с нижнепермским рифогенным массивом. Высокая степень нарушенных надсолевых отложений вследствие галокинеза обусловливает формирование в них вторичных газовых залежей. Верхняя часть залежи содержит практически только метановый газ, внизу возрастает примесь жидких гомологов метана; ниже уровня 5000 м установлена нефть. Среднее содержание конденсата - 600 см3/м3. Примесь кислых компонентов - 10 % объема; призамковая часть залежи является бессернистой. Под основной залежью из среднедевонских отложений получены притоки тяжелой нефти. Решающее значение для формирования гигантской залежи имел стратиграфический перерыв между нефтегазоносными комплексами, в результате которого высокий УВ потенциал девонско-турнейского комплекса обеспечил заполнение визейско-башкирской и нижнепермской секций ловушки. Самое крупное по запасам Кашаганское месторождение расположено в акватории Каспийского моря. В первом приближении представляется аналогом Тенгизского месторождения. Можно ожидать, что карбонатный массив, в настоящее время рассматриваемый как единый, может оказаться расслоенным на субпластовые резервуары по содержанию рифостроителей, разной степени глинизации известняков и, соответственно, уплотнения пород. Параметры нефти идентичны таковым месторождения Тенгиз, так же, как и вероятный уровень содержания кислых компонентов.
  1. -7253
   Флюидоупоры в месторождениях углеводородов / А. В. Овчаренко, Б. В. Ермаков, К. М. Мятчин, А. Е. Шлезингер
// Литология и полез.ископ. - 2007. - №2.-С.201-213:ил.,табл. - Библиогр.:с.213.


По площади распространения флюидоупоры разделяются на региональные, зональные и локальные, по составу слагающих пород - на глинистые, карбонатные, эвапоритовые и криогенные. Глинистые флюидоупоры имеют наибольшее распространение и играют главную роль в формировании месторождений УВ. Карбонатные флюидоупоры также широко распространены, но их экранирующие свойства ниже, чем у глинистых. Эвапоритовые покрышки распространены в пределах солеродных бассейнов и отличаются высоким качеством экранирующих свойств. Криогенные экраны существуют в приполярных частях осадочных бассейнов на небольших глубинах (сотни метров). Среди глинистых флюидоупоров, в зависимости от фациальных условий формирования, минерального состава, литологической однородности, проницаемости и других характеристик выделяется 7 классов флюидоупоров. Флюидоупоры I-II классов, представленные глубоководными осадками, обладают наилучшими изолирующими свойствами на больших глубинах и являются хорошими экранами для нефти и газа. Флюидоупоры III-IV классов образуют осадки шельфа и турбидитные. Хорошо экранируют залежи нефти в интервале глубин 1000-2500 м и слабо проницаемы для газа. Флюидоупоры V-VII классов образуют прибрежно-морские и континентальные осадки, содержащие прослои и линзы грубого материала. Наилучшие экранирующие свойства в интервале глубин 1200-1800 м. Слабо экранируют нефти и проницаемы для газа. В процессе литогенеза пористость с глубиной уменьшается для осадков и пород всех типов покрышек от 30-40% до первых процентов. Проницаемость флюидоупоров I-II классов, уже на глубине 400-600 метров снижается до 10-5 мД. Проницаемость флюидоупоров III-IV классов с глубиной снижается резко, а флюидоупоров V-VII классов медленно и достигает своих минимальных значений на глубинах 1200-1800 м. Наименьшие пластовые скорости имеют глинистые покрышки I-II классов, наибольшие- V-VII классов. С увеличением плотности и уменьшением пористости пород скоростные параметры возрастают. Микротрещиноватость уменьшает интервальные скорости особенно для поперечных волн. В линзовидных коллекторах, возникших в результате вторичных преобразований, скорости понижаются, особенно для поперечных волн. Если зоны линзовидных коллекторов заполнены углеводородами, интервальные скорости поперечных волн повышаются на 10-15%.
  1. Г22678
Фомин А.Н.
   Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности палеозойских отложений Западной Сибири / А. Н. Фомин
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.221-224.
  1. В54179
   Формирование и разрушение газогидратов в донных осадках Охотского моря / А. И. Обжиров, Р. Б. Шакиров, Н. Л. Пестрикова и др.
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М., 2008. - С.363-366: ил. - Рез.англ.
  1. -5995
Фортунатова Н.К.
   Методы формализации литологического изучения пород,графического кодирования их структурных компонентов,используемые при седиментологическом анализе нефтегазоносных осадочных комплексов / Н. К. Фортунатова
// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2006. - №1.-С.25-36:ил.табл. - Библиогр.:10 назв.
  1. Б75123
Хаин В.Е.
   Геодинамические аспекты нефтегазоносности осадочных бассейнов в Каспийско-Кавказско-Черноморском регионе / В. Е. Хаин, Л. Э. Левин
// Нефть и газ юга России,Черного,Азовского и Каспийского морей-2006:тез.докл. - Геленджик,2006. - С.3-4.
  1. -5995
Хаин В.Е.
   Главные черты тектонического развития и нефтегазоносности Каспийско-Черноморского региона / В. Е. Хаин
// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2007. - №6.-С.22-26. - Библиогр.:5 назв.

Каспийско-Черноморский регион занимает крайнюю южную окраину Восточно-Европейского кратона и включает его южное обрамление, относящееся к Средиземноморскому подвижному поясу. Это обрамление характеризуется широтной зональностью и состоит из ряда структурных элементов, различающихся по возрасту консолидированного основания и осадочного чехла, а также времени и степени деформации фундамента. Складчатый фундамент бассейна образован породами палеозоя; триасовые отложения чехла вмещают залежи нефти и газа в Восточном Предкавказье и на юге Мангышлака. Однако основная нефтегазоносность связана с юрскими и меловыми отложениями, в краевых прогибах к нефтегазоносным относятся также отложения нижнего палеогена, олигоцена и миоцена. В собственно платформенной части бассейна залежи в основном подчинены пологим локальным поднятиям, а в осевых зонах и во внутренних крыльях краевых прогибов развиты достаточно сложные складчато-надвиговые структуры.

Западным «гомологом» Среднекаспийской впадины является Азово-Кубанская впадина, чехол которой начинается с юрских отложений. В платформенной части нефтегазоносны, в основном, меловые отложения; в краевом прогибе к ним присоединяются отложения верхнего мела, палеогена и миоцена. В структурном отношении картина аналогична таковой Среднекаспийской впадины. Южно-Каспийский бассейн уникален и по структуре, и по своей богатейшей нефтегазоносности. Плиоцен-четвертичные отложения несогласно перекрывают здесь узкие широтнопростирающиеся прогибы, выполненные олигоцен-миоценовыми и, частично, более древними отложениями. Эти толщи стали основными продуцентами УВ для нижнеплиоценовых, а, местами, и вышележащих, вплоть до эоплейстоценовых апшеронских, пород. Общая мощность осадочного чехла достигает 30 км - вдвое больше, чем Среднекаспийском бассейне. Широко развиты явления глиняного диапиризма и грязевого вулканизма, связанные с майкопскими глинистыми отложениями. Перспективы нефтегазоносности Восточно-Черноморского бассейна, включающего прогибы Туапсинский, Сорокина, Восточно-Черноморский и разделяющий их вал Шацкого, могут быть связаны, по-видимому, с последним, аналогом которого на суше является погребенное Кюрдамир-Саатлинское поднятие в Азербайджане, где открыты небольшие залежи нефти. Кроме того, можно ожидать обнаружения каналов и фенов, заполненных песчаным материалом, на сложенных глинистыми олигоцен-миоценовыми отложениями склонах вала.
  1. В54186
Хаин В.Е.
   Глубоководные зоны континентальных окраин - важнейший объект исследования нефтегазовой геологии 21-го века / В. Е. Хаин, И. Д. Полякова
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.257-258.
  1. -7406
Хаин В.Е.
   Крупные и гигантские углеводородные скопления в переходной зоне континент-океан / В. Е. Хаин, И. Д. Полякова
// Геотектоника. - 2008. - №3.-С.3-17:ил. - Библиогр.:47 назв. - Рез.англ.
  1. -7253
Хаин В.Е.
   Нефтегазоносность континентальных окраин Тихого океана / В. Е. Хаин, И. Д. Полякова
// Литология и полез.ископ. - 2008. - №1.-С.92-104:ил.,табл. - Библиогр.:с.104.
  1. -6951
Хаин В.Е.
   Седиментационные бассейны и перспективы нефтегазоносности шельфа Восточной Арктики / В. Е. Хаин, И. Д. Полякова
// Океанология. - 2007. - Т.47,№1.-С.116-128:ил. - Библиогр.:14 назв.


На обширной территории шельфа Восточной Арктики развиты многочисленные рифтогенные разно-возрастные и разноориентированные структуры. К ним приурочены седиментационные бассейны, характеризующиеся мощными комплексами морских, аллювиально-дельтовых и авандельтовых отложений. Среди них распространены генерирующие и аккумулирующие УВ толщи. В составе фанерозойских отложений выделены три главных сейсмо-стратиграфических комплекса: нижнепалеозойский - девонский, верхнедевонский/каменноугольный - юрский и меловой - кайнозойский, коррелируемые, соответственно, с франклинским, элсмирским и брукским комплексами северной Аляски. В верхнем комплексе выделены три крупных седиментационных бассейна: Вилькицкого - Северо-Чукотский, Южно-Чукотский и Восточно-Чукотский, разделенных Центрально-Чукотским поднятием. Образование седиментационных бассейнов связано с трансформным разломом с правосторонней сдвиговой компонентой, простирающемся во внешней части шельфа. Здесь образовался субширотный с ответвлениями полирифтовый бассейн Вилькицкого - Северо-Чукотский, с которым связаны основные перспективы нефтегазоносности региона. В меловом периоде с юга на площадь Северо-Чукотского прогиба распространялись конусы выноса трога Куваева, вытянутого в субмеридиональном направлении. Это, по всей видимости, привело к накоплению в прогибе мощных (до 20 км в осевой зоне) осадочных толщ и, соответственно, к активизации нефтегазообразования. В соответствии с предлагаемой моделью, наиболее перспективным с точки зрения формирования значительных скоплений УВ является северный склон Северо-Чукотского прогиба с сочленяющейся с ней впадиной Макарова. К области ее пересечения с континентальным склоном могут быть приурочены отложения авандельты с транзитными каналами. Благоприятные условия для формирования промышленных скоплений УВ прогнозируются также на южных и западных склонах Вилькицкого - Северо-Чукотского мегабассейна. Здесь зоны с преимущественной газоносностью прогнозируются на средних и малых глубинах. Залежи наиболее вероятны в ловушках небольших бассейнов типа pull-apart и поперечных поднятиях. В троге Куваева аккумуляция УВ могла происходить в ловушках различного типа на поперечном антиклинальном поднятии и в транзитных каналах.
  1. -10058
Хасанов М.М.
   Новый подход в моделировании строения природных нефтяных резервуаров аллювиального (речного) генезиса / М. М. Хасанов, В. В. Сидоренко, В. Н. Суртаев
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2006. - №4.-С.6-12:ил. - Библиогр.:11 назв.


В статье излагаются принципы нового подхода к моделированию нефтяных резервуаров, основанного на использовании математических правил для описания физических процессов, определяющих характер осадконакопления и ответственных за строение резервуара. В качестве иллюстрации предлагаемого подхода обсуждается моделирование резервуаров аллювиального типа. Для построения реалистичных русловых систем использован вероятностный клеточный автомат, генерирующий ветвящиеся сети на прямоугольной решетке. Произведена калибровка параметров автомата, позволяющая генерировать речные системы с разными свойствами. Главное отличие подхода от уже существующих состоит в том, что строение резервуаров рассматривается с позиции его формирования и дальнейшей эволюции. Дальнейшее развитие подхода состоит в рассмотрении более сложных речных систем и русел, позволяющих дать более точное описание.
  1. -5746
Цзинь Чжицзюнь.
   Закономерности строения и размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая / Цзинь Чжицзюнь
// Геология нефти и газа. - 2007. - №1.-С.46-54:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ.


Несмотря на значительную разницу в критериях формирования крупных и средних нефтяных и газовых месторождений Китая, их формирование и распространение имеют определенную статистическую закономерность. Среди литологических типов нефтематеринских пород преобладают разновидности, представленные, главным образом глинами. Углесодержащие горизонты в качестве нефтематеринских пород встречаются в Китае значительно чаще, чем в других регионах мира. Среди типов керогена нефтематеринских пород преобладают типы, полностью соответствующие континентальным фациям. Для формирования средних и крупных нефтяных и газовых месторождений нижний предел содержаний Сорг равен 0.5%, в то время как нижний предел зрелости ОВ- 0.5. Основной геологический возраст пород - резервуаров крупных нефтяных и газовых месторождений в Китае - палеогеновый, менее характерен - меловой и триасовый. Резервуары представлены терригенными породами, главные нефтенасыщенные комплексы являются средне- и тонкозернистыми песчаниками. Песчаные тела веерных дельт, дельтовых систем и кор выветривания представляют главные типы резервуаров крупных и средних нефтяных и газовых месторождений. Большинство нефтяных и газовых месторождений характеризуются сочетанием нефтематеринских толщ сверху и резервуаров снизу. Во всех бассейнах Китая крупные и средние нефтяные и газовые месторождения связаны с очагами генерации углеводородов нефтематеринскими породами. Расстояние миграции для более чем 95 % крупных и средних нефтяных месторождений не превышает 50 км и, для более чем 95 % газовых месторождений не превышает 100 км.
  1. -2
Чистяков А.А.
   Литологические ловушки нефти и газа в природных резервуарах,образованных в прибрежных условиях и на склонах континентальных окраин / А. А. Чистяков, Ю. К. Бурлин
// Бюл.МОИП.Отд.геол. - 2006. - Т.81,вып.1.-С.55-65:ил. - Библиогр.:14 назв.


Континентальные окраины являются зонами интенсивного осадкообразования и весьма благоприятны для возникновения скоплений углеводородов. Месторождения нефти и газа здесь часто приурочены к литологическим ловушкам, которые все больше становятся объектами поисков. При разведке весьма актуальной является как можно более полная фациальная характеристика отложений, так как разные типы отложений характеризуются различными физическими, емкостными и фильтрационными параметрами, поэтому обоснованный подход к выделению разных типов осадков очень важен. Литологические ловушки возникают под действием как речных, так и морских факторов. Разные генетические типы осадков формируют тела различной формы. Песчаные выполнения речных русел и дельтовых проток образуют резервуары рукавообразного или шнуркового типа. На берегах возникают обширные пляжевые накопления с хорошо отсортированными песками. Со стороны моря к ним часто примыкают песчаные аккумулятивные образования устьевых баров, также обладающие хорошими коллекторскими свойствами. Благоприятны для литологических ловушек и приливные гряды. В глубоководных конусах выноса литологические ловушки обычно связаны с выполнениями подводных каньонов, долин и с наложенными конусами выноса. Разнообразные песчаные аккумулятивные образования прибрежной зоны, глубоководных склонов и их подножий являются важными резервуарами для скоплений углеводородов.
  1. -9741
Чуносов П.И.
   О палеозойской нефти на шельфах / П. И. Чуносов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №5.-С.10-12. - Библиогр.:7 назв.
  1. -5746
Шеин В.С.
   Геодинамический анализ нефтегазоносных территорий и акваторий в связи с поисками месторождений нефти и газа / В. С. Шеин
// Геология нефти и газа. - 2007. - №2.-С.70-80:ил.,табл. - Библиогр.:4 назв.


На основе плитотектонических моделей нефтегазогеологического районирования предварительно оценены перспективы нефтегазоносности Восточной Сибири и арктических акваторий России. Особое внимание было уделено анализу возможных открытий крупных нефтяных и газовых месторождений в нефтегазоносных и потенциально нефте- и газоносных бассейнах. Было установлено, что для их формирования необходимы: а) большие объемы осадочных отложений; б) пребывание плит в умеренных широтах, что способствует формированию качественных нефтематеринских толщ, резервуаров для УВ (включая карбонатные), в) сочетание зон генерации и зон аккумуляции в режиме средних скоростей седиментации; г) синхронизация процессов генерации УВ и формирования нефтегазовых ловушек, что увеличивает эффект аккумуляции эмигрирующих УВ; наличие: д) крупных ловушек, е) зон развития соленосных и глинистых покрышек, ж) участков высоких температурных градиентов, ускоряющих процесс генерации и препятствующих снижению пористости, з) зоны унаследованного развития поднятий внутри пассивных палеоокраин, способных длительное время аккумулировать УВ. Самые крупные скопления УВ в мире сконцентрированы в пределах длительно развивающихся (более 300 млн. лет) пассивных окраин, например, Персидской, Алякинской и т.п., трансформированных столкновениями плит в мел-кайнозойском этапе развития. Кроме указанных критериев признаком крупных газовых месторождений могут быть жесткие термобарические условия, развитие терригенных угленосных толщ, зоны высокой газонасыщенности пластовых вод и инверсии. Большинство перечисленных критериев формирования крупных нефтяных и газовых месторождений типичны для нефтегазоносных бассейнов Восточной Сибири и арктических акваторий. Согласно этим критериям можно предполагать, что крупные по запасам нефти и газа месторождения могут быть открыты в бассейнах, длительно формировавшихся на пассивных континентальных палеоокраинах, трансформированных столкновением плит. К ним относятся - Енисейско-Анабарский, Лено-Вилюйский, Восточно-Енисейский, Присаянский, Восточно-Арктический. В бассейнах надрифтовых депрессий крупные нефтяные и газовые месторождения могут быть открыты в Южно-Карском, Ямальском, Гыданском суббассейнах и Баренцевоморском НГБ. С меньшей уверенностью предполагается открытие крупных скоплений нефти и газа в акваториях Лаптевского потенциально нефтегазоносного бассейна.
  1. В54111
Шеин В.С.
   Геология и нефтегазоносность России = Geology and oil-gas-potential of Russia / В. С. Шеин; М-во природ.ресурсов РФ, Федер.агентство по недропользованию, Всерос.н.-и.геол.нефт.ин-т(ВНИГНИ). - М.: ВНИГНИ, 2006. - 774,[1] с.,[6]л.ил: ил.,портр.,табл. - Библиогр.:с.734-738(77 назв.). - Рез.англ. - ISBN 5-900941-15-9.


Рассмотрено современное состояние геодинамических основ прогноза, поисков и разведки нефти и газа, описаны методика геодинамического анализа, принципы плитотектонического, нефтегазогеологического районирования, оценки ресурсов и запасов углеводородов, проанализированы геологическое строение и условия формирования нефтегазоносных бассейнов России с позиций теории тектоники литосферных плит, осуществлено плитотектоническое, нефтегазогеологическое районирование территории и акватории страны, охарактеризована ее нефтегазоносность (состояние сырьевой базы углеводородного сырья, стратиграфический диапазон нефтегазоносности, размещение 2898 месторождений, их приуроченность к определенным плитотектоническим структурам). Установлено, что 71% выявленных месторождений связан с бассейнами пассивных континентальных палеоокраин и сопряженных с ними предорогенных прогибов, 23% - с бассейнами рифтов и надрифтовых депрессий, 3% - с бассейнами субдукционного типа (активных континентальных окраин и островных дуг), 3% - с бассейнами орогенов столкновения плит. Оценены перспективы нефтегазоносности 20 нефтегазоносных и 27 потенциально нефтегазоносных и возможно нефтегазоносных бассейнов России. Их площадь по сравнению с традиционным нефтегазогеологическим районированием увеличилась на 34% и составляет 16,15 млн. км2 (9,40 млн. км2 - на суше и 6,75 млн. км2 - на море). Выяснено, что крупные месторождения в России возможно встретить в пределах бассейнов пассивных континентальных палеоокраин (Приенисейского, Енисейско-Анабарского, Лено-Вилюйского, Восточно-Енисейского, Присаянского, Восточно-Арктического), внутриконтинентальных рифтов и надрифтовых депрессий (Баренцевоморского, Западно-Сибирского, Лаптевского), а также в бассейнах орогенов столкновения плит (Верхоянского) и субдукционных (Сахалинских и Охотоморских).
  1. В54186
Шустер В.Л.
   Доюрские комплексы Западной Сибири - перспективный объект для прироста запасов нефти и газа / В. Л. Шустер
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.278.
  1. -9769
   Экспериментальное изучение взаимодействия минералообразующих гидротермальных растворов и нефти и их совместной миграции / Л. В. Балицкий, В. Ю. Прокофьев, Л. В. Балицкая и др.
// Петрология. - 2007. - Т.15,№3.-С.227-240:ил.,табл. - Библиогр.:с.240.


Рассмотрены результаты экспериментальных исследований по взаимодействию нефти с гидротермальными растворами различного состава и их совместной миграции в широком интервале температур (260-490°С) и давлений (8-150 МПа). Исследования проведены на новой методической основе, позволяющей одновременно с осуществлением водно-углеводородного взаимодействия выращивать в тех же растворах кристаллы кварца, кальцита и флюорита с флюидными включениями. Изучение включений методами термобарогеохимии позволило охарактеризовать поведение нефти и водных растворов при повышенных и высоких температурах и давлениях. Показано, что нефть при взаимодействии с гидротермальными растворами активно вымывается из пород-коллекторов и накапливается во фронтальной части конвективного гидротермального потока. При этом она претерпевает заметные изменения с образованием углеводородных газов, легких нефтей, полужидких и твердых битумов. При температурах 300-350°С и давлении порядка 50-100 МПа нефть и продукты ее фракционирования мигрируют в гидротермальном растворе в основном в капельно-жидком состоянии. Однако при более высоких температурах (360-395°С) в случаях, когда соотношение объемов нефти и водного раствора в исходной водно-нефтяной смеси не превышает порядка 1/70-1/35, жидкие и газообразные углеводородные фракции полностью растворяются в гидротермальных растворах с формированием водно-углеводородного флюида сложного состава. Образованный гомогенный флюид может находиться и мигрировать в таком состоянии вплоть до понижения Т-Р параметров, при которых происходит его гетерогенизация. При благоприятных структурно-литологических факторах это может приводить к образованию перемещенных нефтегазовых месторождений, причем нефть в таких месторождениях должна быть обогащена легкими компонентами. Эксперименты однозначно подтвердили представления о битумных включениях в минералах как об индикаторах путей миграции углеводородов в земной коре.
  1. Б75282
Яковлева О.П.
   Биогеохимические особенности формирования месторождений углеводородов в погребенных рифогенных (биогермных) постройках / О. П. Яковлева, Н. А. Скибицкая
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.3. - С.205-207: ил.

В соответствии с результатами аналитических исследований, а также по литературным источникам, установлено, что рифогенные продуктивные постройки являются не только гигантскими аккумуляторами УВ и других полезных ископаемых извне, но и источниками их образования, обладающими высоким генерационным потенциалом. В результате исследований в электронном микроскопе получены данные о том, что и исходное породообразующее вещество рифогенных полифациальных построек, и преобразованное вещество нефтегазоконденсатных месторождений представляет собой не чистый карбонат кальция (как считалось ранее), а является поликомпонентным минерально-органическим полимером (МОП). Установлено, что карбонатное породообразующее вещество находится в отдельных зонах залежи в различных фазовых состояниях - от коллоидного до кристаллического, но на молекулярном уровне оно имеет для отдельных элементов глобулярные (иногда фибриллярные) надмолекулярные структуры. Подобные структуры характерны для органических полимеров и битумов. При этом даже в образцах, имеющих кристаллографическую форму кальцита, присутствует органическая составляющая. Структура породообразующего полимерного вещества (его минерально-органическая матрица) имеет достаточно упорядоченное строение. Это дает основание полагать, что минеральная и органическая составляющие в природном полимером образовании связаны химически. Можно предположить, что упорядоченная минерально-органическая матрица рифогенного полимера и ее исходный генерационный потенциал изначально формируются в фациях рифовой постройки за счет: а) биоминерализации в процессе роста тел живущих в рифовой постройке карбонатфиксирующих организмов на органической матрице (матричный синтез); б) самоорганизации в липидные бислои (геобиохимические мембраны) дифильных липидных компонентов в составе гумусово-сапропелевого илового концентрата. Иловый концентрат, образующийся в относительно глубоководных восстановительных условиях, не только захоранивает саму рифовую постройку, но и захоранивается в ее пустотах при уплотнении концентрата. Т.о. природный нанобиокомпозит - сложное по составу и строению породообразующее вещество залежей УВ - является промежуточным звеном в эволюционном ряду "живое вещество - нефть". Подобным образом в седиментогенезе и раннем диагенезе формируется на молекулярном уровне и затем литифицируется мощная карбонатная продуктивная толща, являющаяся природным реактором. Реализация нефтегазового потенциала с рождением УВ происходит in situ в результате эволюционных преобразований органической составляющей.

итифицируется мощная карбонатная продуктивная толща, являющаяся природным реактором. Реализация нефтегазового потенциала с рождением УВ происходит in situ в результате эволюционных преобразований органической составляющей.