Geum.ru

7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

Вид материалаДокументы
Муслимов Р.Х.
Нефть в гранитах в связи с вопросом их генезиса: (на прим.месторождения Белый Тигр, Вьетнам)
Обжиров А.И.
Постникова О.В.
Рапацкая Л.А.
Современные движения земной коры и механизм возобновления запасов углеводородов
Подобный материал:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Муслимов Р.Х.
   Особенности моделирования крупных месторождений нефти на примере Березовской площади Ромашкинского месторождения / Р. Х. Муслимов, Д. В. Булыгин, Р. Р. Ганиев
// Георесурсы. - 2008. - №2.-С.4-9:ил.,портр. - Библиогр.:с.9.
  1. -9767

Навроцкий О.К.
   Об импульсном характере процессов нефтегазообразования и формировании залежей углеводородов / О. К. Навроцкий, Г. И. Тимофеев, А. О. Навроцкий
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2008. - Вып.55.-С.21-24:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв.
  1. -5746

   Некоторые методические аспекты изотопно-геохимических исследований / А. А. Фейзуллаев, Г. Г. Исмайлова, К. А. Алиев, Н. М. Джабарова
// Геология нефти и газа. - 2006. - №4.-С.46-51:ил.,табл.


Выполненные методические исследования выявили существование значительной межлабораторной дисперсии не только в измерении геохимических параметров органического вещества осадочных пород, но и химического и изотопного составов газов, причем в некоторых случаях (когда отмечается и качественные, и количественные различия) выводы, базирующиеся на различных выборках, могут отличаться. Так, изотопный состав углерода метана месторождений по одним данным является катагенетически менее зрелым, чем по другим данным, либо в его изотопном составе относительно большая доля изотопно-легкого биогенного метана. В заключение соответственно отмечается необходимость учета существования межлабораторной дисперсии, в противном случае это может привести к ошибочным суждениям и выводам.
  1. -10036

Непримеров Н.Н.
   Надмолекулярные наноструктуры и их роль в разработке углеводородного сырья / Н. Н. Непримеров
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.23.


Глины в осадочных породах (песчаниках) обычно служат цементом и располагаются в межпортовых каналах. Зерна кварца притягивают к себе противоположные магнитные заряды, среди которых попадаются ионы с некомпенсированным электрическим зарядом. В результате на стенках пор образуется двойной электрический слой. Наполнение происходит и в межпоровых каналах на глинах. Движение поровой жидкости (электролита) в пористой среде нарушает структуру слоя и ведет к а) возрастанию фильтрационного сопротивления пласта и б) набуханию глин, вызывающему падение проницаемости. Такой механизм формирования гидропроводимости продуктивных пород через свойства надмолекулярных наноструктур, лежит в основе оптимизации физико-химического режима разработки месторождений, наряду с геологическими, гидрогеологическими, гидродинамическими и теплопроводными. Только совместное рассмотрение и учет механизмов всех этих режимов позволит получить высокую степень извлечения нефти из недр.
  1. -9741

   Нетрадиционные газы севера Западной Сибири / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, В. Б. Зверева и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №10.-С.4-16:ил.,табл. - Библиогр.:19 назв.
  1. -6779

   Нефтегазоносность отложений озера Байкал / А. Э. Конторович, В. А. Каширцев, В. И. Москвин и др.
// Геология и геофизика. - 2007. - Т.48,№12.-С.1346-1356:ил.,табл. - Библиогр.:с.1354-1356.
  1. -5746

   Нефтегазоносность фундамента шельфа Северного и Центрального Вьетнама / В. С. Вовк, В. Л. Гулев, А. Д. Дзюбло и др.
// Геология нефти и газа. - 2008. - №2.-С.45-51:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Рез.англ.
  1. -9767

   Нефтегазообразование и первичная миграция углеводородов в карбонатных породах / И. В. Орешкин, О. К. Навроцкий, И. Н. Сидоров, Г. П. Былинкин
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2008. - Вып.53.-С.3-11:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв.


Содержание органического вещества (ОВ) в литифицированных карбонатных породах, определяемое с помощью традиционных аналитических методов, отличается от его действительного исходного содержания. В конце диагенетического этапа литификации карбонатных пород происходит замещение метастабильных карбонатных минералов стабильными, что ведет к перераспределению ОВ. По авторской методике был проведен анализ пяти образцов "чистых" мелководных известняков и одного образца вторичного доломита из верхнепалеозойских отложений Прикаспийской впадины. Судя по полученным результатам, ОВ, связанное с карбонатной составляющей породы, при достижении определенного уровня катагенеза становится поставщиком дополнительных порций углеводородов (УВ), повышая генерационный потенциал материнской породы. Характеристика нефтематеринских свойств "чистых" карбонатов дается по соотношению нерастворимой и битумоидной частей зафиксированного рассеянного органического вещества (РОВ). Для расчета этого соотношения, по предлагаемой авторами формуле, проведена оценка степени аллохтонности битумоидов в породе. Расчеты показали, что в глинистых и карбонатно-глинистых породах коэффициент аллохтонности равен 0.2-0.4, а в "чистых" карбонатах - 0.8-0.9. Проведен ряд аналитических исследований для выяснения возможного механизма и формы эмиграции, генерированных в породе УВ. По результатам исследований получены следующие выводы: 1. Существенное значение в процессах нефтегазообразования в карбонатных породах имеет РОВ, заключенное в карбонатной составляющей породы, которое традиционными аналитическими методами не определяется. 2. Подтверждены нефтегенерирующие свойства "чистых" карбонатов. 3. Установлено, что при благоприятных условиях (перекристаллизация, доломитизация, уровень катагенеза) карбонатные породы могут становиться газоконденсатопроизводящими. 4. Процессы вторичного преобразования (перекристаллизация и т.п.) являются факторами, способствующими высвобождению и эмиграции из карбонатных пород генерированных УВ.
  1. В54186

    Нефть в гранитах в связи с вопросом их генезиса: (на прим.месторождения Белый Тигр, Вьетнам) / Е. Г. Арешев, А. С. Немченко-Ровенская, Б. А. Руденко, Т. Н. Немченко
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.167-168.
  1. Г22370

   Новые данные о возрасте и составе метаморфических комплексов фундамента Западно-Сибирского нефтегазоносного мегабассейна / К. С. Иванов, Ю. Н. Федоров, А. Г. Клец и др.
// Метаморфизм и геодинамика. - 2006. - С.32-35:табл. - Библиогр.:9 назв.
  1. В54179

Обжиров А.И.
   Миграция углеводородов из недр к поверхности и формирование нефтегазовых залежей и газогидратов в Охотском море в период сейсмо-тектонических активизаций / А. И. Обжиров
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М., 2008. - С.359-362: ил. - Библиогр.: 4 назв. - Рез.англ.
  1. Б75282

Обжиров А.И.
   Роль газогидратов в формировании нефтегазовых залежей в морских условиях / А. И. Обжиров
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.1. - С.122-124: ил. - Библиогр.: 4 назв.


С 1984 г. лабораторией газогеохимии ТАО ДВО РАН ведутся работы по поиску нефтегазовых месторождений на Сахалинском шельфе с применением авторского газогеохимического метода поиска залежей УВ. Метод основан на том факте, что над морскими нефтегазоносными структурами формируются аномальные поля метана и иногда тяжелых углеводородных газов. В процессе работ 1988-2006 гг. на северо-восточном Сахалинском склоне на глубине около 700 м были обнаружены аномальные потоки метана (20000-30000 нл/л), связанные с присутствием газогидратсодержащих отложений, являющихся хорошей покрышкой свободных газов. Миграция метана по зоне разлома происходит в результате сейсмо-тектонической активизацией региона. В периоды сейсмической активизации часть газов устремляется к поверхности, а часть вновь образует газогидраты в верхних слоях донных осадков. Газогидраты в Охотском море встречены только в районе развития мощных (более 3 км) осадочных толщ, содержащих углеводороды. Т.о. образование залежей УВ и формирование над ними газогидратсодержащих отложений являются двумя сторонами одного непрерывного геолого-исторического процесса. Залежи УВ являются источником метана и других газов при образовании газогидратных отложений, а эти отложения, в свою очередь, являются хорошей покрышкой, в которой и под которой накапливаются УВ. Предполагается, что этот процесс идет в Охотском и других морях, с ним же, возможно, связано формирование нефтегазосодержащих пород и месторождений УВ Западной Сибири. Известными залежами такого типа являются месторождения Прадхо-Бей и Купарук-Ривер на Аляске.
  1. -10058

   Оценка физико-химических свойств пластовых флюидов в условиях неоднозначности экспериментальных данных / М. М. Хасанов, М. А. Шабалин, Е. И. Сергеев, Д. В. Ефимов
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2006. - №4.-С.30-35:ил.,табл. - Библиогр.:8 назв.


Одной из наиболее важных характеристик месторождения являются PVT свойства пластовых флюидов. Для выбора эффективной стратегии разработки месторождения необходимо применение физически обоснованного метода корректной оценки PVT-свойств пластовых флюидов на базе массива данных лабораторных исследований с привлечением геолого-гидродинамической информации о месторождении. В статье рассматривается комплексный метод, решения таких задач с учетом подробного анализа доступных данных, включающих геологическое строение месторождения, результаты геофизических и гидродинамических исследований скважин. Исследования проводились с использование корпоративной базы данных PVT-свойств флюидов НК "Роснефть" и программного комплекса PVTmaster. Предложенные методики обработки данных лабораторных исследований являются инструментом снижения ошибок при определении физико-химических свойств флюидов. Их применение позволит значительно повысить достоверность получаемой информации и увеличить эффективность исследований месторождения в целом.
  1. -9800

Парамонов Ю.И.
   О некоторых генетических связях золоторудных объектов и месторождений углеводородов на примере Западного Узбекистана / Ю. И. Парамонов
// Руды и металлы. - 2007. - №6.-С.63-68:ил. - Библиогр.:8 назв.

Одной из ключевых закономерностей единства нефте- и рудообразования является проявление параллельной зональности в размещении нефтегазоносных бассейнов (НГБ) и рудных поясов. Она проявляется в закономерном изменении генетического типа, состава и формы рудных тел, а также фазового состояния и состава, ассоциирующих с ними углеводородов в направлении от складчатых бортов определенных типов НГБ к их середине.

Нефтяные и битумные месторождения в нефтегазовых регионах Узбекистана (Бухаро-Хивинский, Сурхандарьинский, Юго-Западно-Гиссарский и др.) содержат промышленные концентрации различных металлов. С точки зрения генезиса такая ситуация, по всей видимости, связана с мантийным происхождением нефти в результате квазиметастабильного подъема углеродно-неорганического флюида в верхней мантии. Флюид проходит энергетический барьер в узкой зоне астеносферы (зона Зарафшано-Алайского глубинного разлома, совпадающая с северной границей Бухаро-Хивинского палеорифта) и поднимается по глубинным каналам, частично разлагаясь и постепенно сбрасывая твердый углерод. Газообразные тяжелые элементоорганические соединения (ЭОС) конденсируются последовательно в соответствии с критическими температурами. В результате формируется вертикальное зональное распределение ЭОС, причем относительно легкие жидкие (близкие к нефти) соединения конденсируются последними в голове поднимающихся по разломам флюидных потоков. Неорганический флюид начинает конденсироваться позднее, чем самые тяжелые ЭОС, но одновременно или раньше, чем соединения с низкими критическими температурами. Т.о. в образующихся гидротермальных растворах присутствуют соединения, участвующие в транспортировке металлов и неметаллов. В Западном Узбекистане большинство золотых и серебряных месторождений приурочены к фанерозойским толщам с углеродной минерализацией метасоматического генезиса. На большинстве месторождений, размещающихся в черных сланцах, установлена связь углеродистых метасоматитов с разломами глубинного заложения. возраст вмещающих пород варьирует от докембрия до мела. Формирование черносланцевых формаций происходило периодически в докембрии – раннем палеозое, очевидно, совпадая с пиками глобальных диастрофизмов, и продолжалось в фанерозое. В основных золото-сульфидных месторождениях (Даугызтау, Кокпатас и др.) углеродистое вещество представлено, как правило, шунгитами, антраксолитами, керитами и графитом. Характерной чертой метасоматитов является присутствие широкого спектра благородных металлов и интерметаллических соединений, указывающее на восстановительные условия рудообразования. Из сульфидов преобладают Cu и Ni-содержащий пирит, пирротин, арсенопирит, халькопирит.
  1. В54186

Петров А.Н.
   Газогидраты / А. Н. Петров
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.185-186.
  1. -9195

   Плотностное моделирование фундамента осадочного разреза и прогноз зон нефтегазонакопления:(на прим.Юж.Сахалина и Зап.Сибири) / В. И. Исаев, Р. Ю. Гуленок, О. С. Исаева, Г. А. Лобова
// Тихоокеан.геология. - 2008. - Т.27,№3.-С.3-17:ил.,табл. - Библиогр.:36 назв. - Рез.англ.
  1. -5746

Полищук Ю.М.
   Анализ статистической зависимости химического состава нефтей от уровня теплового потока на нефтеносносных территориях России / Ю. М. Полищук, И. Г. Ященко
// Геология нефти и газа. - 2007. - №4.-С.39-42:ил.,табл. - Библиогр.:4 назв.


Проанализирована статистическая зависимость химического состава нефтей от уровня теплового потока в нефтегазоносных бассейнах России. Впервые в 2003г. Для Западной Сибири было установлено, что с увеличением уровня теплового потока содержание серы, смол и асфальтенов в нефтях снижается, в то время, как содержание парафина увеличивается. Для проверки устойчивости данной закономерности были проанализированы показатели состава нефтей по бассейнам: с высокоуровневым тепловым потоком - Охотскому и Лено - Вилюйскому (60-90 мвт/м2), со средним тепловым потоком - Северо-Кавказскому, Западно-Сибирскому и Енисейско - Анабарскому (45-55 мвт/м2) и с низким тепловым потоком - Волго - Уральскому, Тимано - Печорскому и Лено - Тунгусскому (30-35 мвт/м2). Установлено, что характер зависимостей содержания серы, парафинов, смол и асфальтенов от теплового потока для выборки из всех перечисленных нефтегазоносных бассейнов с различными геолого-геохимическими характеристиками идентичен установленному для Западно-Сибирского бассейна. Результаты исследований полезны при оценке перспектив нефтегазоносности территории.
  1. -5746

Постникова О.В.
   Палеогеографические и палеогеодинамические условия формирования рифей-вендского осадочного бассейна юга Сибирской платформы в связи с его нефтегазоносностью / О. В. Постникова, Л. Н. Фомичева, Л. В. Соловьева
// Геология нефти и газа. - 2008. - №1.-С.8-15:ил. - Библиогр.:4 назв. - Текст парал.рус.;англ.
  1. -10041

Потрясов А.А.
   Исследование влияния характеристик ачимовской толщи на ее нефтеносность / А. А. Потрясов, В. И. Галкин, А. В. Растегаев
// Минер.сырье Урала. - 2006. - №3.-С.42-44:табл.
  1. -2383

   Процессы становления и преобразования земной коры Сибирской платформы в районах нефтегазонакопления по геолого-геофизическим данным / Р. П. Готтих, С. А. Каплан, Б. И. Писоцкий, В. И. Галуев
// Разведка и охрана недр. - 2007. - №11.-С.62-66:ил. - Библиогр.:6 назв.

По результатам интерпретации данных МОВ-ОГТ, МТЗ, грави- и магниторазведки, полученных по глубинному профилю 1-СБ через Юрубчено-Тохомскую зону нефтенакопления, предложены возможные критерии отражения процессов формирования УВ скоплений в структуре консолидированной земной коры. Интерпретация проводилась с позиции представления о полигенном генезисе нафтидов с участием эндогенных флюидов. Анализ микроэлементного и изотопного состава нефти показал, что формирование ее геохимических особенностей происходило при участии флюидов, источником которых могли являться магмы, выплавлявшиеся из обогащенного мантийного источника. Совокупность аномальных геофизических параметров в пределах Юрубчено-Тохомскую зоны нефтенакопления обусловлена протеканием геодинамических и флюидодинамических процессов, протекавших с конца раннего протерозоя. Их пространственная совмещенность определялась заложением на границе мантия – нижняя кора областей пониженной плотности пород, прослеживаемых вертикально практически до поверхности. Соответственно, современный геофизический облик земной коры (значительная гетерогенность и наличие областей интенсивной расслоенности) на рассматриваемой территории сформировался в результате неоднократного преобразования геологической среды под влиянием геодинамических и флюидодинамических процессов в створе плотностной ловушки мантии раннего заложения. Это обусловило возникновение условий, благоприятных для локализации УВ скоплений в осадочном чехле.
  1. Б75298

Рапацкая Л.А.
   Геодинамика южной окраины Сибирского кратона и перспективы нефтегазоносности Ковыктинского газоконденсатного месторождения / Л. А. Рапацкая, Ю. А. Бланкова
// Новое в региональной геологии России и ближнего зарубежья. - М., 2008. - С.70-73.
  1. В54186

Риле Е.Б.
   Выделение природных резервуаров углеводородов и локальный прогноз нефтегазоносности / Е. Б. Риле
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.199-200.
  1. Б75347

Рубцова Е.В.
   Погребенные речные палеодолины Черноморско-Кавказского региона и их связь с размещением залежей УВ / Е. В. Рубцова
// Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. - М., 2008. - Т.2. - С.204-207. - Библиогр.: 5 назв.
  1. Г22575

   Север Баренцевоморской нефтегазоносной провинции: новый взгляд на строение и возможность круп.открытий / Ю. И. Матвеев, М. Л. Верба, Г. И. Иванов и др.
// Топливно-энергетический комплекс России. - СПб., 2007. - С.200-201.


По результатам проведенных исследований можно сделать следующие выводы: -Основание Баренцевской плиты является эпиархейской структурой, т.к. все более молодые образования (за исключением локальных зон) нельзя отнести к типу полноскладчатых. - Полноскладчатые структуры на Карском шельфе имеют возраст не моложе гренвильских. - Мощность осадочного чехла в пределах грабенообразных структур составляет 15-20 км. Мощность верхнего терригенного комплекса в Баренцевском регионе увеличивается в северном направлении - до 11 км в Северо-Баренцевской впадине. В Южно-Карской синеклизе мощность этого комплекса составляет от 7-8 до 14-15 км в грабенах. - Все выделенные супракрустальные комплексы - от среднерифейского до позднепалеозойско-мезозойского - образуют непрерывный латеральный ряд, смена в котором происходит по схеме клиноформного наращивания (модель постепенной и длительной аккреции древней платформы). - На протяжении всего фанерозоя в Баренцево-Карском регионе наблюдалась унаследованность нисходящих тектонических движений. - Выявление крупной Ушаковско-Урванцевской трансформной зоны свидетельствует об определяющей роли рифтогенеза в формировании тектонического облика региона. - Наиболее перспективной нефтегазоносносной областью Баренцево-Карского шельфа является его северная окраина.
  1. -9741

    Современные движения земной коры и механизм возобновления запасов углеводородов / А. Н. Дмитриевский, И. Е. Баланюк, А. В. Каракин, Ю. А. Повещенко
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. - №5.-С.9-20:ил. - Библиогр.:17 назв.


Рассматриваются с единой точки зрения такие известные факты в области геодинамики и флюидодинамики, как возобновление запасов в истощенных месторождениях нефти и газа, современные вертикальные движения земной поверхности, а также наблюдаемые с помощью инструментальных методов волновые и колебательные движения в районах интенсивной добычи углеводородов. Показано, что все эти процессы обусловлены флюидным режимом и особыми свойствами пород верхней коры. Флюиды являются подвижным и агрессивным агентом, обеспечивающим высокие скорости процессов. Наиболее универсальным и интенсивным механизмом флюидных движений является дилатансионное расширение трещиноватых пород. Дилатансия дополняется другими родственными или сопутствующими явлениями, такими как упругая консолидация или компакция поровязких сред. При этом нельзя исключать и другие альтернативные механизмы движения флюидов и твердых пород (тепловая конвекция, сейсмотектонические процессы, эльзассеровские волны и т. п.). Приводится конкретный материал по нефтегазоносным регионам, который исследуется на основе единого методического подхода.
  1. -5995А