7. Нефть и газ Вопросы генезиса



страница4/10
Дата30.04.2016
Размер1.33 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Ohm S.E.
   Geochemically driven exploration models in uplifted areas: examples from the Norwegian Barents Sea / S. E. Ohm, D. A. Karlsen, Austin T.J.F.
// AAPG Bulletin / Amer. Assoc. of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 9. - P.1191-1223: ill. - Bibliogr.: p.1221-1223.


Геохимически пройденные модели разведки на приподнятых территориях: примеры из норвежского Баренцева моря.


  1. -8839

   Organic-inorganic interactions in oilfield sandstones: examples from turbidite reservoirs in the Campos Basin, offshore Eastern Brazil / E. A. Prochnow, Remus M.V.D., J. M. Ketzer и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2007. - Vol.29,N 4.-P.361-380. - Bibliogr.:p.376-379.


Взаимодействие органического и неорганического вещества в нефтеносных песчаниках: пример из резервуаров в турбидитах в бассейне Кампос, шельф восточной Бразилии.

Турбидитные песчаные резервуары бассейна Кампос на восточном шельфе Бразилии показывают свидетельства ряда взаимодействий между органической и минеральной фазами в процессе диагенеза. Они включают значительное растворение плагиоклаза, осаждение каолинита в порах, растворение карбонатного цемента и зерен, наряду с избирательным осаждением органических пленок на каолинитовые агрегаты, растворенный плагиоклаз и карбонатные зерна. Эти процессы связаны с биодеградацией углеводородов внутри резервуара за счет притока атмосферных флюидов вероятно в течение низкого стояния уровня моря через крупные стратиграфические несогласия и разломы. Органические растворители, образованные в процессе биодеградации нефти ответственны за минеральное замещение и образование тяжелых нефтей, богатых асфальтенами. В статье отмечается, что эти взаимодействия должны учитываться в будущих моделях бассейна и его углеводородных систем, а также для создания геохимических моделей для оценки качества резервуаров и проявлений деградированных тяжелых нефтей.



  1. -9136

   Origin of organic matter from tectonic zones in the Western Tatra Mountaines Crystalline Basement, Poland: an exemple of bitumen- source rock correlation / L. Marinowski, A. Gaweda, P. Poprawa и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 2.-P.261-279.

Происхождение органического вещества из тектонических зон в кристаллическом основании западной части гор Татры, Польша: пример корреляции битум-материнская порода.

  1. -1376

Peters K.E.
   Evaluation of kinetic uncertainty in numerical models of petroleum generation / K. E. Peters, C. C. Walters, P. J. Mankiewicz
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N3.- P.387-404.

Оценка кинетической неопределённости в цифровых моделях генерации нефти.

  1. -9136

   Petroleum migration and accumulation in the Bozhong sub-basin, Bohai Bay basin, China: significance of preferential petroleum migration pathways (PPMP) for the formation of large oilfields in lacustrine fault basins / F. Hao, H. Zou, Z. Gong, Y. Deng
// Marine and Petroleum Geology. - 2007. - Vol.24,N 1.-P.1-14.


Миграция и аккумуляция нефти в суббассейне Божонг бассейна Бохайского залива, Китай: значение предпочтительных путей миграции нефти для формирования крупных нефтяных месторождений в озерных бассейнах.

В этой статье обсуждаются формы миграции и контроль путей миграции нефти в гетерогенных дренируемых пластах в суббассейне Божонг бассейна Бохайского залива. Моделирование путей вторичной миграции нефти проведено с использованием простой трехмерной модели, которая предполагает, что положение путей миграции нефти контролируется морфологией экранирующих поверхностей. Результаты моделирования точно прогнозируют нефтяные месторождения и подтверждаются нефтяной геохимией. Большинство промышленных нефтяных залежей сформированы в соответствии с прогнозами положения предпочтительных путей миграции нефти путем сбора большого числа малых потоков. Большая часть крупных месторождений (запасы нефти более 100 млн. т) имеют более одного предпочтительного пути миграции нефти в ловушки. Сбор нефти, образовавшейся в обширных по площади очагах генерации необходим для формирования крупных нефтяных месторождений. Высокая пористость и проницаемость гетерогенных дренируемых пластов и относительно высокая точность прогноза с помощью модели, не учитывающей эффект гетерогенности, подтверждают, что положение путей миграции нефти в гетерогенных дренируемых пластах озерных бассейнов определяется преимущественно морфологией экранирующих поверхностей региональных масштабов.



  1. -10020

   Petroleum type determination through homogenization temperature and vapour volume fraction measurements in fluid inclusions / J. Bourdet, J. Pironon, G. Levresse, J. Tritlla
// Geofluids. - 2008. - Vol.8,N 1. - P.46-59: ill., tab. - Bibliogr.: p.58-59.


Определение типа нефти путем температурной гомогенизации и измерения объема фракции пара во флюидных включениях.

Физические параметры нефтесодержащих флюидных включений, таких, как объемная плотность (ρ), молярный объем (Vm), объем фракции пара (φvap) и температура гомогенизации (Th) - необходимая информация для моделирования состава нефти (х) во включениях и для реконструкции палеотемпературы и палеодавления в момент захвата. Для главных типов нефтей, содержащихся во флюидных включениях, мы можем проследить, как φvap и Th зависят одновременно от изменений объемной плотности по сравнению с vap и Th расчетными. Мы оценили корреляцию Th и φvap для различных нефтей различного состава в широком диапазоне оценок объемной плотности. Однако события, прошедшие после захвата включениями в условиях новых давлений (Р) и температур (Т) могли значительно изменить первоначальные свидетельства физических условий и химического состава флюидных включений. Нарушение равновесия встречается часто, особенно в хрупких минералах. Явления расширения и утечки моделировалось программным комплексом "Термодинамики Нефтяного Включения" с использованием нефтяных включений с известным составом углеводородов. Цель этого моделирования - понять, как эволюционируют φvap и Th при нарушении равновесия в зависимости от состава нефти. Результаты моделирования расширения показывают характерное увеличение Th и φvap на корреляционных кривых, соответствующих составу нефти. Моделирование утечки показывает увеличение Th и меньшее увеличение или даже снижение в φvap. Следовательно, лучшую сохранность в данном множестве имеют включения с более низкой Th. Применение Th и φvap измерений природных включений в кальците и кварце показывает, что хрупкость минерала-хозяина является ключевым фактором, позволяющим учитывать события, прошедшие после захвата. Включения, которые были деформированы или из которых происходила утечка, идентифицированы и лучше всех сохранившиеся включения выбраны для оценки P-T-x условий захвата. Более того, типы нефтей, захваченных во включениях, могут быть идентифицированы по измерениям φvap и Th без моделирования состава.



  1. -1376

Petter A.L.
   Hyperpycnal flow variability and slope organization on an eocene shelf margin, Central Basin, Spitsbergen / A. L. Petter, R. J. Steel
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N10.-P.1451-1472.

Разнообразие гиперпикнального потока и организация склонов на эоценовой шельфовой окраине, Центральный бассейн, Шпицберген.

  1. -8839

Polichtchouk Y.M.
   Possible correlations between crude oil chemical composition and reservoir age / Y. M. Polichtchouk, I. G. Yashchenko
// Journal of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.29, N 2. - P.189-194: ill.,tab. - Bibliogr.: p.194.

Возможная корреляция между химическим составом сырой нефти и возрастом коллектора.

  1. -5578

Rabbani A.R.
   Petroleum Geochemistry,Offshore SE Iran / A. R. Rabbani
// Геохимия. - 2007. - № 11.-С.1256-1264:ил.,табл. - Библиогр.:14 назв.


Геохимия нефти, прибрежная зона на юго-востоке Ирана (иранский сектор восточной части Персидского залива).

Исследованы нефти иранского сектора в восточной части Персидского залива. Нефтесодержащими являются конгломераты, оолитовые или биокластические песчаники и рифовые известняки юрских и меловых карбонатных формаций. Цель исследования - определение геохимических характеристик нефтей и установление соответствующих им нефтематеринских пород, отобранных из шести нефтяных месторождений: Resalat, Salman и Siri (A, C, D и E). Изучался групповой и элементный состав нефтей, изотопный состав углерода, состав биомаркеров, определялся микрокомпонентный состав ОВ. На основе 18 геохимических параметров нефти этого региона были классифицированы на основе кластерного анализа на две группы, происходящие из нефтематеринских пород морского происхождения, отложившихся в бескислородных условиях. Нефти из месторождения Siri (A, C, D и E) относятся к первой группе, а из месторождений Resalat и Salman - ко второй. Геологический возраст каждой из двух групп нефтей оценен с использованием биомаркеров и изотопных данных. Источник нефтей первой группы, в соответствии с отношениями С2829 и диа/регулярных стеранов - юрские и нижнемеловые карбонатные породы. Нефти месторождений второй группы происходят из нижнеюрских или более древних нефтематеринских глинистых пород.



  1. -2379B

   Relative permeability to wetting-phase water in oil reservoirs / Teige G.M.G., Thomas W.L.H., C. Hermanrud и др.
// Journal of Geophysical Research Ser.B. - 2006. - Vol.111,N B12.-B12204.-P.1-12:ill.

Относительная проницаемость в жидко-фазовую воду в нефтяных коллекторах.

  1. -525

Retallack G.J.
   Methane release from igneous intrusion of coal during Late Permian extinction events / G. J. Retallack, A. H. Jahren
// The Journal of Geology. - 2008. - Vol.116,N 1. - P.1-20: ill., tab. - Bibliogr.: p.16-20.


Высвобождение метана интрузией из углей, во время позднепермского массового вымирания биоты.

Необычайно крупные и локально изменчивые отклонения изотопного состава углерода, совпавшие с массовыми вымираниями, в конце пермского периода (253 млн. лет) и гваделупской эпохи (260 млн. лет) могут быть связаны с выбросами метана в атмосферу. Метан имеет достаточно низкие изотопные оценки С чтобы снизить вероятные количества углерода, необходимые для массового баланса изотопов. По подсчетам годовой слоистости в озерных отложениях и по оценке скорости накопления торфа продолжительность отклонений изотопного состава углерода и аномальное выделение метана ограничено здесь промежутком времени



  1. -7577

Schubert F.
   Fluid-inclusion evidence of petroleum migration through a buried metamorphic dome in the Pannonian Basin, Hungary / F. Schubert, L. W. Diamond, T. M. Toth
// Chemical Geology. - 2007. - Vol.244, N 3/4. - P. 357-381:ill., tab. - Bibliogr.: p.379-381.


Жидкие включения - свидетельства миграции нефти через погребенный свод, сложенный метаморфическими породами в Паннонском бассейне, Венгрия.

Некоторые нефти, получаемые в настоящее время в Паннонском бассейне в Венгрии происходят из погребенных сводов метаморфического фундамента, образующих структурные возвышенности между неогеновыми осадочными суббассейнами. В седиментационном суббассейне Бекеш известны нефтематеринские породы от среднего до позднего миоцена, в то время как, по крайней мере, часть нефти в смежной возвышенности фундамента Szeghalom появилась из отложений нижнемиоценового возраста или даже старше. Практически ничего не известно о составе, распределении, источниках и миграционной истории этой более древней нефти, хотя эти сведения важны для будущей стратегии исследований. Данная работа призвана восполнить пробелы в знаниях по первым из двух характеристик более древних нефтей, заключенных во флюидных включениях кристаллов кварца из пород возвышенности фундамента Szeghalom (SzD). Образцы с флюидными включениями из 9 скважин с глубин от 1900 до 2200 м были проанализированы с помощью видимой и градуированной ультрафиолетовой микроскопии, микротермометрии, комбинационной лазерной и 1Н-ядерно-магнитной спектроскопии. Два главных типа раннемиоценовых нефтей, как было обнаружено, распределены на более чем 5 временных генераций: от ранней, незрелой, коричневой нефти до легкого газоконденсата. Ранняя нефть, недонасыщенная метаном, мигрировала через сеть трещин при температурах между 160 и 130оС, увлекая за собой пузыри битумов и промываясь слабосолеными водами. Позднее миграция газоконденсата состояла из гетерогенной летучей смеси нефть + обогащенный метаном газ + слабосоленая вода, при слегка пониженных температурах между 135 и 120оС. Эволюция температуры была вызвана охлаждением метаморфических пород во время поднятия фундамента, достигшего кульминации во время среднемиоценового размыва. Неравномерное распределение различных углеводородов по профилю через SzD показывает, что до-среднемиоценовая миграция флюидов через сеть трещин происходила отдельными фазами.



  1. -7577

Sun R.
   An accurate model to predict the thermodynamic stability of methane hydrate and methane solubility in marine environments / R. Sun, Z. Duan
// Chemical Geology. - 2007. - Vol.244,N 1/2. - P.248-262:ill.,tab. - Bibliogr.: p.259-261.


Точная модель для прогноза термодинамической стабильности гидрата метана и растворимости метана в морских средах.

Точная термодинамическая модель, предложенная для прогноза термодинамической стабильности метанового гидрата в морской среде и концентрации метана необходима для объяснения формирования гидрата при отсутствии газовой фазы. Принимая в расчет эффект капиллярной силы и солености по химическому потенциалу СН4 и Н2О, эта научная работа расширяет модель Van der Waals-Platteeuw и наш подход к подсчету константы Langmuir- угла наклона, отражающего зависимость межмолекулярных потенциалов от морских сред. Уравнение Gibbs-Thomson с проверенными параметрами для водно - гидратной поверхности раздела использовано для подсчета капиллярного эффекта поровых осадков. Модель Pitzer использована для подсчета коэффициентов активации Н2О и СН4 в системе метан - морская вода. Сравнение с экспериментальными данными показывает, что эта модель может прогнозировать равновесие Р-Т условий метанового гидрата в поровом пространстве и прогнозировать растворимость метана в равновесии гидрат - вода с высокой точностью. Прогноз по этой модели показывает, что растворимость метана в жидкой фазе при равновесии гидрат - жидкость будет снижаться при увеличении солености, и будет увеличиваться при снижении размеров пор в осадках. Online расчет Р-Т условий для формирования метанового гидрата и растворимости метана при данной солености и размерах пор осадков возможна по электронному адресу: www.geochem-model.org/models.htm.



  1. -1376

Underdown R.
   Petroleum generation and migration in the Ghadames Basin,north Africa: a two-dimensional basin-modeling study / R. Underdown, J. Redfern
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 1. - P.53-76: ill., tab. - Bibliogr.: p.75-76.


Генерация и миграция нефти в бассейне Chadames, северная Африка: двухмерное моделирование бассейна.

Бассейн Chadames содержит важные нефтегазопродуктивные резервуары, размещенные в Алжире, Тунисе и Ливии. Региональное двухмерное (2 D) моделирование, по данным более чем 30 скважин, было использовано для оценки времени и масштабов генерации углеводородов в бассейне. Было установлено четыре потенциально нефтяных системы: 1) средне-верхнедевонская (франская) и триасовая (Triassic Argilo Greseux Inferieur (TAG-1)) система в центрально-западной части бассейна; 2) нижнесилурийская (Tannezuft) и триасовая (TAG-1) система на крайнем западе; 3) нижнесилурийская (Tannezuft) и силурийская(Acacus) система на восточной и северо-восточной окраине; и 4) нижнесилурийская (Tannezuft) и средне-верхнедевонская (франская) система на востоке-юго-востоке. Нижнесилурийские (Tannezuft) нефтематеринские породы претерпели 2 фазы генерации УВ. Первая фаза произошла в карбоне, вторая началась в меловом времени, генерируя большую часть углеводородов на востоке (Ливия) бассейна. Франские сланцы подверглись начальной фазе генерации в центральной депрессии в карбоне. Главная фаза генерации происходила в течение поздней юры-кайнозое в западной и центральной частях депрессии. В восточной части бассейна франские сланцы находятся в данный момент на начальной стадии зрелости. Моделирование свидетельствует, что Tannezuft сланцы сохранили их генерационный потенциал в мезозое-кайнозое, с возобновлением УВ генерации во время последнего погружения, направившего миграционные потоки к постгерцинским ловушкам, сохранившим углеводородные аккумуляции.



  1. -2379B

Wenyue Xu.
   Excess pore pressure resulting from methane hydrate dissociation in marine sediments: a theoretical approach / Wenyue Xu, L. N. Germanovich
// Journal of Geophysical Research (JGR). Ser.B. - 2006. - Vol.111,N B1.-B01104.-P.1-12.

Избыток нейтрального давления в результате распада гидратов метана в морских отложениях: теоретический подход.

  1. -9516

   What controls the distribution of shallow gas in the Western Adriatic Sea? / A. Garcia-Garcia, D. L. Orange, S. Miserocchi и др.
// Continental Shelf Resech. - 2007. - Vol.27,N3-4.-P.359-374.


Что контролирует распределение газа на дне мелкого моря в Западной Адриатике?

В статье рассматривается вопрос о критериях контроля газопроявлений в мелководной прибрежной зоне западной Адриатики. Этот район, включающий клиновидные позднеголоценовые илистые отложения дельты р. По, был опробован по технологии R/V Seward Johnson II в рамках проекта "EuroSTRATAFORM". В ходе программы были выявлены причины появления аномальных особенностей приповерхностностных и донных морских отложений, квалифицировали газопроявления мелководной прибрежной зоны и определили их воздействие на геофизические свойства. Наиболее высокая концентрация газа в районе дельты р. По достигает 4.1х104 ppm, где в прибрежной зоне у реки Тронто самая высокая оценка концентрации метана составила 7.9х104 ppm. Анализы газа верхней части отложений хорошо соответствуют акустическим аномалиям вдоль берега Западной Адриатики. Биогенный газ мелководной прибрежной зоны в дельте р. По (С-З Адриатика) тесно коррелирует с осаждением органического вещества, контролируемого стремительностью и толщиной осадкообразования во время наводнений. По контрасту с дельтой р. По, где приповерхностный газ ассоциирует с осаждением ОВ во время наводнений, газ мелководной прибрежной зоны вдоль центральной Адриатики встречается глубже в скважинах и, по-видимому, связан с метаногенезом ОВ, захороненного в более глубоких отложениях.



  1. -9136

Wynn R.B.
   D.M.Hodgson and S.S.Flint, ed. Review of Submarine slope systems: processes and products, Geological society special publication 244: [book review]/ R. B. Wynn
// Marine of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 3.-P.403.

Книжное обозрение по подводным системам склонов: процессы и продукты.

  1. -1376

Zhang Xing.
   Hydromechanical modeling of critically stressed and faulted reservoirs / Zhang Xing, N. Koutsabeloulis, K. Heffer
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2007. - Vol.91, N1.-P.31-50. - Bibliogr.:p.49-50.


Гидромеханическое моделирование критически напряженных и осложненных разломами резервуаров.

Состояние критического напряжения вокруг осложненных разрывами резервуаров до начала добычи и нагнетания является важным фактором гидромеханической реакции во время разработки месторождения. В статье показано, насколько долгосрочные зависимости показателей добычи, наблюдаемые в нескольких нефтяных месторождениях, могут быть воспроизведены гидромеханическим моделированием осложненных разрывами резервуаров при условии существования состояния критического напряжения до начала добычи. Моделирование предполагает, что распределение проницаемости в резервуаре, находящемся в состоянии критического стресса зависит от времени. При моделировании использована конечноэлементная модель с полным сопряжением геомеханики и текучести. Моделирование показало, что гидромеханическое поведение осложненных разломами резервуаров строго зависит от уровня стресса до начала добычи.



  1. -9441

Zhao Wenzhi.
   Hydrocarbon migration characterisitcs of the Lower Cretaceous in the Erlian basin / Zhao Wenzhi, Fang Jie
// Chinese Journal of Geochemistry. - 2007. - Vol.26,N 1. - P.1-7:ill.,tab. - Bibliogr.: p.7.


Особенности миграции углеводородов в нижнемеловых отложениях бассейна Эрлиан.

В этой статье системно анализируются особенности миграции углеводородов в нижнемеловых отложениях Эрлианского бассейна, основанные на геохимических свойствах аргиллитов и песчаников в главных впадинах, генерирующих углеводороды. (1) Нефтематеринские породы нижнемеловых отложений (K1ba - K1bt1) оценены как зрелые, с коэффициентом эмиграции, достигающим 32-72%. Впадины I типа, находящиеся в нефтяных окнах, обладают хорошим генерационным потенциалом и условиями эмиграции. В них могут быть сформированы выгодные для эксплуатации резервуары. (2) В соответствии с кривыми уплотнения аргиллитов и эволюцией глинистых минералов, стадия ускоренного уплотнения аргиллитов соответствует этапу эмиграции (первичной миграции) углеводородов. (3) Промежуток времени между генерацией и эмиграцией углеводородов соответствует разнице между началом погружения отложений в нефтяное окно и наступлением стадии ускоренного уплотнения аргиллитов во время генерации углеводородов во впадинах I типа. В это время формируются связи между генерацией и эмиграцией углеводородов. Особенно благоприятные условия для аккумуляции нефти имеет несогласное залегание между отложениями K1ba и K1bt1. Здесь ловушки всех типов являются главными поисковыми целями исследований. (5) Масштабы миграции углеводородов во впадине Uliastai (Улястай) более значительны, чем во впадинах Saihan Tal (Сайхан Тал) и Anan (Анан) и, особенно во впадинах Bayandanan (Байянданан) и Jargalangt (Джаргалант), в которых они проявились в наименьшей степени.



  1. -5746


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