7. Нефть и газ Вопросы генезиса



страница10/10
Дата30.04.2016
Размер1.33 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

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.




Поделитесь с Вашими друзьями:
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10


База данных защищена авторским правом ©ekollog.ru 2017
обратиться к администрации

войти | регистрация
    Главная страница


загрузить материал