Geum.ru

7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

Вид материалаДокументы
Колокольцев В.Г.
Краснов В.И.
Кулинич Р.Г.
Леонов М.Г.
Лукин А.Е.
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Колокольцев В.Г.
   Позднемезозойская тектоно-магмато-метасоматическая активизация Западно-Сибирской плиты и ее отражение в структуре нефтегазоносного бассейна / В. Г. Колокольцев, А. И. Ларичев
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб., 2006. - С.270-283: ил. - Библиогр.: 35 назв.
  1. Б75347

Конищев В.С.
   Геодинамика седиментогенеза, энергетика нафтидогенеза и нефтегазоносность осадочных бассейнов / В. С. Конищев
// Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. - М., 2008. - Т.1. - С.419-423. - Библиогр.: 2 назв.
  1. -9767

Кононов Ю.С.
   Геодинамические оценки нефтегазоносных бассейнов и их значение для Поволжья и Прикаспия / Ю. С. Кононов
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2006. - Вып.47.-С.3-9. - Библиогр.:34 назв.
  1. Г22584

Конторович А.Э.
   Синергетические аспекты общей теории нафтидогенеза / А. Э. Конторович, В. Р. Лившиц
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.241-248: ил. - Библиогр.: 9 назв.


Процессам нефтегазообразования, нефтегазовым бассейнам и осадочной оболочке Земли в целом присущи следующие свойства: открытость, диссипативность, неустойчивость, нелинейность, асимметричность, стохастичность. Вследствие этого процесс нафтидогенеза можно рассматривать, как процесс самоорганизации углеводородистого вещества и для его исследования с точки зрения синергетики может быть использован соответствующий математический аппарат. Применение метода расчета корреляционной размерности с помощью корреляционного интеграла для различного числа параметров, описывающих временной ряд, и определение наклона линейных участков соответствующих зависимостей позволили сделать вывод о том, что существует детерминированный механизм, описывающий процесс эволюции нафтидогенеза в стратосфере Земли. Этот процесс может быть описан системой из 6 уравнений, при этом размерность аттрактора дробная, что говорит о хаотическом характере процесса. Применение этого же метода к данным по запасам нефти с учетом вертикальной миграции показывает, что механизм исходного нефтеобразования также является хаотическим, однако в этом случае он может быть описан 4-мя переменными. Оставшиеся 2 переменные, по-видимому, ответственны за миграцию УВ из более древних отложений в более молодые и, предположительно, корреспондируются с региональными флюидоупорами и их тектонической нарушенностью. Что касается переменных, которые могут контролировать интенсивность самого процесса нефтегазообразования, то к ним можно отнести геодинамическую эволюцию Земли и эволюцию биосферы. Вопрос о других глобальных факторах пока остается предметом дискуссии. Одним из примеров продуктивности применения методов фрактальной математики является анализ пространственного распределения скоплений УВ в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне. Этот анализ показал, что рост разведанности бассейна не приведет к существенному изменению геометрической структуры расположения месторождений на его территории.
  1. -7253

Конюхов А.И.
   Бассейн Персидского залива:геол.история,осадоч.формации,нефтегазоносность / А. И. Конюхов, Б. Малеки
// Литология и полез.ископ. - 2006. - №4.-С.385-404:ил. - Библиогр.:с.403-404.
  1. -7253

Конюхов А.И.
   Геологическое строение, этапы развития и нефтегазоносные комплексы бассейна Мексиканского залива / А. И. Конюхов
// Литология и полез.ископ. - 2008. - №4.-С.425-440:ил. - Библиогр.:с.439-440.
  1. -7253

Конюхов А.И.
   Периконтинентальные нефтегазоносные бассейны Южной Атлантики / А. И. Конюхов
// Литология и полез.ископ. - 2008. - №3.-С.227-245:ил. - Библиогр.:с.244-245.
  1. -7253

Конюхов А.И.
   Сравнительный анализ геологического строения,обстановок седиментации и нефтегазоносности Месопотамского и Терско-Каспийского передовых прогибов / А. И. Конюхов, Б. Малеки
// Литология и полез.ископ. - 2007. - №5.-С.451-467:ил. - Библиогр.:с.466-467.


Формирование передовых прогибов перед Альпийским горно-складчатым поясом произошло вследствие сближения Евразийского и Африкано-Аравийского континентальных мегаблоков. Если Аравийская плита в мезозое существовала как южная, пассивная окраина океана Тетис, то Скифская плита, в южной части которой возник Терско-Каспийский прогиб, находилась в тылу сложно построенной переходной зоны, которая включала краевые вулканические дуги и окраинные моря. Хотя состав мезо-кайнозойских отложений в обоих регионах существенно разный - карбонатно-терригенный в Терско-Каспийском прогибе и эвапоритово-карбонатный в Месопотамском, следует отметить очевидные черты сходства между ними. Для обоих передовых прогибов характерны явления диапиризма: солей в районе Персидского залива, глин и, возможно, солей в Терской впадине. Общим является также наличие основных скоплений нефти в карбонатных коллекторах трещинного и порово-трещинного типов. Значительно более широкое развитие нефтегазоносности в Месопотамском прогибе обусловлено присутствием эвапоритов на нескольких уровнях в разрезе, которые играют роль региональных флюидоупоров.
  1. Г22502

Краснов В.И.
   Проблемы теории и практики стратиграфии / В. И. Краснов
// Стратиграфия и ее роль в развитии нефтегазового комплекса России. - СПб., 2007. - С.11-33: табл. - Библиогр.: 38 назв.


Рассмотрены проблемы, связанные с совершенствованием планетарной (международной) стратиграфической шкалы и с основными понятиями стратиграфических подразделений. Предпринята попытка выявить сходство и различие стратиграфических кодексов Северной Америки, России и Международного стратиграфического справочника, отражено отношение к ряду принципов стратиграфии, границам стратиграфических подразделений, методам, применяемым в стратиграфии.
  1. -7253

Кременецкий А.А.
   Новые данные об углеводородах в золотоносных конгломератах рудного района Витватерсранд (ЮАР) / А. А. Кременецкий, И. Е. Максимюк
// Литология и полез.ископ. - 2006. - №2.-С.118-133:ил.,табл. - Библиогр.:с.132-133.
  1. Г22607

Кринин В.А.
   Тектоника фундамента и оценка ресурсов нефти юрско-меловых отложений северо-востока Западно-Сибирской плиты в пределах Красноярского края / В. А. Кринин
// Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края. - Красноярск, 2007. - С.136-142: ил.,табл. - Библиогр.: 3 назв.
  1. В54167

Кулинич Р.Г.
   О корреляции метановых эманаций со структурой фундамента северо-восточного шельфа и склона острова Сахалин и сейсмической активностью региона / Р. Г. Кулинич, Е. А. Бессонова, А. И. Обжиров
// Дальневосточные моря России. - М., 2007. - Кн.3: Геологические и геофизические исследования. - С.277-282,[1]с.ил.: ил. - Библиогр.: с.282.
  1. Б75282

Кутас Р.И.
   Геотермические условия зон газовыделения и грязевого вулканизма в Черном море / Р. И. Кутас
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.4. - С.108-110.


Проведены работы по измерению теплового потока Черного моря, включающий измерения температуры водной толщи и осадков, геотермический градиент и теплопроводность осадков в условиях естественного залегания. Работы проводились в комплексе с другими геолого-геофизическими исследованиями (батиметрией, эхолотированием, сейсмоакустикой, отбором проб осадков, воды и газа и т.д.). На нескольких полигонах в периферийных частях впадины (грязевый вулкан Двуреченского, палеодельта р. Днепр) были выполнены более детальные исследования для изучения природы и механизма образования выявленных тепловых аномалий в различных тектонических и геоморфологических условиях. На полигоне активного грязевого вулкана Двуреченского установлено, что температуры в осадках на глубине 2,5 м увеличиваются от 9,15 до 20,17 ºС при неизменной температуре придонного слоя воды, тепловой поток увеличивается от 50 до более 2000 мВт/м2, теплопроводность осадков - от 0,8 до 2,5 мВт/м2. Выявлено, что увеличение градиента температуры сопровождается увеличением теплопроводности, что свидетельствует о преобладающей роли конвективных потоков. В палеодельте р. Днепр проведены исследования геотермических условий газвыделяющих структур. Установлено, что тепловые потоки варьируют от 20-35 мВт/м2 на участках газовыделения до 87 мВт/м2 в зонах разломов. Установлено, процессы разложения газогидратов, изменения газо- и водонасыщенности осадков и гидродинамика приводят к искажению получаемых при исследованиях геотермических параметров. Подтверждено, что значительные локальные геотермальные аномалии обусловлены идущими в осадках геодинамическими и физико-химическими процессами.
  1. -9741

Ларин В.И.
   Образование и интенсивность формирования залежей нефти и газа / В. И. Ларин
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №3.-С.54.


По вопросу о формировании залежей УВ в Западной Сибири существуют две точки зрения: а) залежи УВ формируются за счет ОВ нефтегазоносных комплексов при ограниченной роли вертикальной и преобладающем значении латеральной миграции, б) залежи УВ формируются в результате преобладания субвертикальной миграции УВ из глубокозалегающих отложений. Существуют многопластовые месторождения (МПМ) с преобладанием нефтяных залежей (центральная часть Западной Сибири) и преимущественно газо - газоконденсатные (север Западной Сибири). Установлено, что в МПМ различных типов доля газообразных УВ увеличивается снизу вверх, а доля жидких УВ - сверху вниз по разрезу. В МПМ нефтяного типа степень недонасыщенности нефтей углеводородными газами (УВГ) с глубиной возрастает. В газо - газоконденсатных МПМ углеводородный состав газов снизу вверх обедняется гомологами метана. В обоих случаях это свидетельствует о наличии восходящего субвертикального потока УВГ. Первоначальная система УВ, в ловушках нижних горизонтов МПМ центральных районов Западной Сибири была нефтегазовой с преобладанием жидкой фазы. При ее перемещении вверх по разрезу со снижением давления происходила масштабная дегазация. При формировании нефтегазоконденсатных систем МПМ севера Западной Сибири субвертикальная миграция УВ вверх по разрезу происходила главным образом в газовой фазе. При этом основная часть жидких УВ находилась в состоянии ретроградного испарения. Установлена связь вертикальной миграции и формирования залежей УВ в Западной Сибири с неогеновым воздыманием. Неотектонические подвижки в раннечетвертичное время также приводили к межпластовым перетокам, связанным с дифференциацией УВ по молекулярным массам и строению. Приведено 9 геохимических критериев решающей роли вертикальной миграции УВ при формировании МПМ с различным фазовым составом залежей. Результаты исследований могут быть использованы для прогноза преобладающего фазового состава залежей.
  1. Г22678

Леонов М.Г.
   "Холодная" тектоника гранитных массивов в связи с их потенциальной нефтегазоносностью / М. Г. Леонов
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.141-143. - Библиогр.: 17 назв.
  1. -9767

Логинова М.П.
   Степень метаморфизма глубокозалегающих подземных вод как показатель физико-химических характеристик залежей углеводородов:(на прим.юго-вост.склона Волго-Урал.антеклизы) / М. П. Логинова, Н. В. Клычев
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2007. - Вып.50.-С.35-40:ил. - Библиогр.:6 назв.


В настоящее время в качестве основных региональных гидрохимических критериев условий нефтегазонакопления и сохранения залежей УВ приняты минерализация и тип вод, степень их метаморфизации, сульфатности, концентрации различных микроэлементов и водно-растворенных органических веществ. Коэффициент rNa/rCl являемся наиболее общим коэффициентом метаморфизации (Км), характеризующим геохимическую среду водонапорных комплексов. В частности, более 84 % залежей УВ, выявленных на территориях нефтегазоносных бассейнов СНГ связано с хлоридно-кальциевыми водами со значениями Км в пределах от 1 до 0,6. При низкой степени метаморфизации пластовых вод хлор кальциевого типа с Км от 1 до 0,85 нефть характеризуется повышенной удельной плотностью (р = 0,84-1,0142 г/см3), в растворенном газе, как правило, преобладает метан, в газовых залежах обычно нет конденсирующихся УВ. В области распространения вод средней степени метаморфизации с Км от 0,85 до 0,60 в отложениях содержатся нефтяные и газоконденсатные скопления. Нефти в основном легкие (р = 0,79-0,83 г/см3). В нефтерастворенном газе преобладают гомологи метана. В зоне развития высокометаморфизованных пластовых вод хлоридно-кальциевого типа с Км от 0,6 до 0,4 нефтяные и газовые залежи встречаются не часто. В отдельных регионах в ее пределах встречаются только нефтяные залежи, обычно не имеющие площадного распространения, нефть в них средняя и легкая (р=0,80-0,86г/см3), значительно недонасыщенная газом, а попутный газ содержит большое количество гомологов метана. Представленные в статье результаты исследований в целом подтвердили выявленные ранее закономерности между степенью метаморфизации пластовых вод нефтегазоносных комплексов и физико-химическими характеристиками содержащихся в них залежей УВ и метаморфизации окружающих вод. Эти результаты могут использоваться для оценки по степени метаморфизации пластовых вод физико-химических и фазовых характеристик прогнозируемых месторождений углеводородного сырья.
  1. Г22678

Лукин А.Е.
   Петрогеодинамические аспекты нефтегазоносности кристаллического фундамента / А. Е. Лукин
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойско-кайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.144-147: ил. - Библиогр.: 7 назв.
  1. -2866

Лурье М.А.
   О возможности абиогенного образования нефтегазовых систем / М. А. Лурье, Ф. К. Шмидт
// Отеч.геология. - 2008. - №1.-С.10-18:ил. - Библиогр.:67 назв.
  1. Г22456

Маргулис Е.А.
   Главные факторы формирования уникального Штокмановско-Лудловского узла газонакопления и прогноз крупных газовых месторождений / Е. А. Маргулис
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб., 2006. - С.318-322. - Библиогр.: 2 назв.
  1. -10036

Масагутов Р.Х.
   Природные битумы и высоковязкие нефти востока Русской плиты:(на прим.Башкортостана) / Р. Х. Масагутов
// Георесурсы. - 2007. - №4.-С.34-36:ил.,табл. - Библиогр.:с.36.
  1. Г22607

Мельников Н.В.
   Докембрийские осадочные бассейны - важнейший критерий при определении направлений поиска УВ на Сибирской платформе / Н. В. Мельников, Е. В. Смирнов
// Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края. - Красноярск, 2007. - С.13-16: ил. - Библиогр.: 7 назв.
  1. Б75347

   Механизм формирования нефтегазоносных структур "пропеллерного" типа: (на прим.Зап.-Сиб.плиты) / Г. Н. Гогоненков, М. А. Гончаров, Н. В. Короновский и др.
// Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. - М., 2008. - Т.1. - С.204-208: ил. - Библиогр.: 6 назв.
  1. Б75282

   Минералого-геохимические признаки формирования и деградации газовых гидратов в приповерхностных горизонтах осадков северо-восточного склона о-ва Сахалин / Н. А. Николаева, А. Н. Деркачев, А. И. Обжиров, А. В. Сорочинская
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.1. - С.119-121.


В Охотском море проявления метановых сипов и сопутствующие им газогидраты известны в районе о-ва Парамушир и на островном склоне СВ Сахалина. В последнем районе в 1998-2006 гг. в рамках международных проектов KOMEX и CHAOS был выполнен комплекс исследований: сейсмоакустическое профилирование, эхозондирование, съемка локатором бокового обзора, подводная видеосъемка, геохимические и литологические исследования. В результате на СВ склоне о-ва Сахалин были оконтурены два участка, на которых выявлены более 15 структур с явными признаками газовых эманаций, которые, как правило, они приурочены к участкам пересечений разломных зон. Осадки в пределах проявлений газовых эманаций отличаются от фоновых отложений псевдо-брекчиевидной текстурой, следами биотурбаций, наличием газогидратов, высоким содержанием сульфидов железа (гидротроилит) и Сорг., запахом сероводорода, присутствием карбонатных конкреций, корок и раковин хемосимбиотной фауны моллюсков и др. особенностями. Газогидраты были подняты в 27 колонках. В двух из них газогидраты обнаружены на глубине 390 м, что является самым мелководным проявлением из известных в Мировом океане. В толще осадков газогидраты встречаются в виде слойков причудливой формы, ориентированных в субгоризонтальном, иногда субвертикальном направлении, мощностью от нескольких мм до 1-2 см. Максимальная мощность чистого газогидратного прослоя составляет 34 см. Газогидраты состоят из метана (98-99 %) с небольшой примесью СО2. Изотопный состав углерода метана свидетельствует о биогенном происхождении метана в результате микробиального разложения ОВ осадков. Результаты исследований показывают, что проявления газовых эманаций на СВ склоне о-ва Сахали связаны с генерированием аза в верхней части осадочной толщи. Данных, подтверждающих глубинность очага формирования газов, не обнаружено.
  1. -9767

   Моделирование геологического строения и развития Прикаспийской нефтегазоносной провинции / В. Я. Воробьев, Ю. С. Кононов, И. В. Орешкин, Е. В. Постнова
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2007. - Вып.51.-С.3-11. - Библиогр.:26 назв.


Моделирование геологического строения и развития Прикаспийской нефтегазоносной провинции (НГП) имеет целью выделение важнейших объектов и определение первоочередных направлений поисковых работ на ближайшую перспективу. За длительную историю ее геолого-геофизических исследований установлены следующие основные особенности строения осадочного чехла (до кровли фундамента): нарастание мощности осадочного чехла во внутренних районах НГП более чем до 20 км. В этих же районах осадочный чехол делится примерно пополам на подсолевой и солянокупольный этажи. Кровля подсолевого этажа (П1) хорошо подтверждается бурением на окраинах НГП, где глубина этого горизонта не превышает 5 км. С увеличением глубин залегания этого горизонта к центру впадины до глубин 6-7 км подтверждаемость этого горизонта бурением резко снижается из-за эффектов, обусловленных влиянием сложной соляной тектоники. Вцелом формирование структур солянокупольного и подсолевого этажей принципиально различно. Тем не менее, по существующим материалам установлены основные структурно-формационные особенности Прикаспийской НГП, по которым выделяются следующие наиболее крупные этапы ее развития. Самый ранний - рифей-вендский внутриконтинентальный рифтогенез зафиксирован в виде тройного сочленения рифтогенов в районе Аралсорского гравитационного максимума. В раннем палеозое над рифтогенами образовался седиментационный бассейн мелководноморского типа, существовавший вплоть до девона. В среднедевонско - артинское время здесь существовал мелководный бассейн, монотонно углублявшийся в направлении внутренних районов Прикаспийской низменности, что способствовало формированию карбонатных и полиформационных клиноформ. В кунгурско-триасовое время накапливаются наиболее мощные и перекрывающая ее полиформационная, в основном, красноцветная толщи. Со средней юры условия осадконакопления становятся такими же, как на Русской и Скифско-Туранской плитах. Эти особенности геологического строения являются критериями для выделения в осадочном чехле нефтегазоносных этажей и нефтегазоносных комплексов, внутри которых можно искать новые скопления углеводородов.
  1. -10036