7. Нефть и газ Вопросы генезиса



страница7/10
Дата30.04.2016
Размер1.33 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

Иванов К.С.
   К вопросу о глубинном происхождении нефти / К. С. Иванов, В. Г. Кучеров, Ю. Н. Федоров
// Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной Сибири. - Тюмень, 2008. - С.160-173: ил., табл. - Библиогр.: 45 назв. и в подстроч.примеч.

  1. -10036

Изотов В.Г.
   Наноминеральные системы нефтяного пласта и их роль в процессе разработки / В. Г. Изотов, Л. М. Ситдикова
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.21-23:ил. - Библиогр.:с.23.

На основании проведенных авторами исследований установлено, что природные коллекторы УВ систем активно реагируют практически на любое воздействие. Установлено, что флюидные фазы пласта и сам коллектор представляют собой литолого-геохимическую систему, находящуюся в состоянии неустойчивого равновесия. Внешнее воздействие на эту систему приводит к сдвигу равновесия - изменению фильтрационных характеристик пласта и химизма флюидов, а также реакции минеральной составляющей коллектора на произведенное воздействие. В соответствии с авторским положением о литолого-геохимическом равновесии в системе нефть (флюид) - коллектор, в ней выделяются активные и инертные минеральные фазы. Инертные фазы (обломочные зерна, карбонатные скопления) практически не реагируют на методы воздействия на пласт. Активные фазы (комплекс тонкодисперсных минералов наноразмерных величин) формируют неустойчивый минеральный комплекс, активно меняющий форму, ориентировку в пустотно-поровом пространстве и кристаллизующийся в этом пространстве в ходе воздействия на пласт. Наноминеральные фазы обычно локализуются в местах пережимов поровых каналов, что приводит к нарушению или прерыванию фильтрационных процессов. Анализ динамики поведения наноминеральных фаз, локализованных в поровых каналах нефтяного коллектора, позволяет прогнозировать реакцию пласта на применение того или иного комплекса МУН. Это, в свою очередь, позволяет выбрать оптимальную методику для увеличения нефтеотдачи разрабатываемого пласта. Для этой же цели авторами предложено (и опробовано на ряде месторождений Волго-Уральской области) проведение литолого-технологического картирования, учитывающего не только распределение фильтрационно-емкостных параметров пласта, но и распределение активных наноминеральных фаз и особенностей их локализации.



  1. -4284А

Иманов А.А.
   Изменение физических и механических свойств коллекторов месторождений Южно-Каспийской впадины в зависимости от глубины залегания и взаимосвязи между ними / А. А. Иманов, С. М. Сафиярлы
// Изв.Науки о Земле / Нац.акад.наук Азербайджана. - 2007. - № 3.-С.18-21: ил. - Библиогр.: с.21. - Текст азерб. - Рез.рус.,англ.

На основе исследования большого объема проб пород месторождений Южно-Каспийской впадины, отобранных из глубин 500-6000 м, выявлены закономерности изменения плотности, пористости, твердости и модуля упругости Юнга в зависимости от глубины, а также установлены взаимосвязи между указанными параметрами. Выявлены эмпирические модели этих зависимостей.



  1. -6779

Исаев В.И.
   Очаги генерации нефтей баженовского и тогурского типов в южной части Нюрольской мегавпадины / В. И. Исаев, А. Н. Фомин
// Геология и геофизика. - 2006. - Т.47,№6.-С.734-745:ил.,табл. - Библиогр.:22 назв.

  1. Г22425

   История формирования неокомского чехла и связанных с ним нефтегазоносных комплексов центральной части Западно-Сибирского бассейна / М. Н. Поташова, М. В. Герасимова, В. Ф. Куприн, Л. В. Ровнина
// Меловая система России и ближнего зарубежья:пробл.стратиграфии и палеогеографии. - Саратов,2006. - С.119-121. - Библиогр.:с.121.

Неокомские нефтегазоносные комплексы Западно-Сибирского бассейна характеризуются значительным промышленным потенциалом. Вопросы, связанные с историей их формирования имеют не только теоретическую, но и значительную практическую ценность. В настоящее время наиболее популярна клиноморфная модель заполнения Западно-Сибирского бассейна, она сводится к тому, что в берриас-валанжине центральная часть морского бассейна представляла собой некомпенсированную впадину, заполняющуюся с юго-востока обломочным материалом, формирующим на шельфе подводные конусы выноса, постепенно замещающиеся к центру склоновыми образованиями - клиноморфами, песчаные части которых могут служить коллекторами углеводородов. Авторами статьи предлагается собственная модель, главными особенностями которой являются: перерыв в осадконакоплении в начале неокомского цикла (валанжин-ранний готерив), охвативший западную часть территории, и стабильная мелководность располагавшегося на востоке морского бассейна с многочисленными песчаными коллекторами, имеющими прибрежно-аккумулятивную природу. Кроме того, формирование в позднем готериве зоны растяжения и соответствующего ей крупного мелководного бассейна, где главным механизмом накопления осадков было не наращивание "шельфа", а наоборот активный перемыв, компенсирующий устойчивое прогибание его центральной части.



  1. -9741

   К вопросу о происхождении газоконденсатных месторождений / А. А. Волков, В. В. Крачковский, А. И. Бурмантов, Р. Ю. Юнусов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №5.-С.8-9:ил. - Библиогр.:5 назв.

  1. Г22584

   К концепции полигенеза нафтидов / Р. П. Готтих, Б. И. Писоцкий, С. А. Каплан, В. И. Галуев
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.61-69: ил. - Библиогр.: 15 назв.

Было проведено исследование пород, рассеянных в них углеродистых веществ и нефти Восточно-Европейской и Сибирской платформ с помощью современных геохимических и ядерно-геофизических методов анализа вещества. Геохимический состав наложенных на породы верхней коры флюидов очень сходен с составом мантийных флюидов, что позволило сделать вывод об их формировании вне осадочного чехла, восстановленном характере и многокомпонентном составе систем, совместном переносе в битуминозной фазе включений микроэлементов различных групп в форме металлоорганических соединений, обеспечивающих геохимическую специализацию нефти в различных регионах и поступлении флюидов в осадочный чехол уже после завершения стадии катагенеза пород. Наличие в породах фундамента и осадочного чехла нефтеносных территорий реликтов, восходящих относительно высокотемпературных восстановленных флюидов и идентичность их микроэлементного состава с геохимическим составом нефти указывают на наличие в последней эндогенной составляющей. Характер распределения в изученных объектах радиогенных изотопов позволяет сделать вывод о неоднократном, пульсационном поступлении в осадочный чехол НГ провинций глубинных флюидных систем. Наиболее раннее из них связано с проявлением в регионах базальтового магматизма и внедрением в седиментационные бассейны относительно сухих газовых эманаций. Формирование нефтеобразующих систем связано с последующей эволюцией глубинных процессов, приводящих к образованию областей обогащенной мантии, развитию щелочного уклона в магматизме и радикальной трансформации флюидов в сторону их большей восстановленности. В целом, на основании интерпретации геохимических и комплексных геофизических (сейсмо-, гравии- и магниторазведка) исследований предложена принципиальная схема эволюции глубинных восстановленных флюидов. В ее основе лежит система C-O-N-H-S, которая, в зависимости от источника вещества, соотношения С/Н во флюидах, fO2 и тектоно-динамических условий миграции эволюционирует либо в сторону образования скоплений УВ, либо рудно-битумных месторождений различного профиля, либо принимает участие в формировании углеродистых метасоматитов и углеродистых формаций, аналогов, так называемых, нефтематеринских свит.



  1. -5746

Кирюхина Т.А.
   Геолого-геохимические предпосылки нефтегазоносности палеозойских отложений восточного сектора Баренцевоморского бассейна / Т. А. Кирюхина, А. В. Ступакова, К. А. Ситар
// Геология нефти и газа. - 2006. - №3.-С.43-51:ил.,табл. - Библиогр.:4 назв. - Текст парал.рус.,англ.

Восточный сектор Баренцева моря представляет большой интерес с точки зрения поиска новых перспективных объектов на нефть и газ. Причем перспективы нефтегазносности связаны не, только с традиционными юрскими резервуарами, но и с более глубокими верхнепалеозойскими толщами. В геологическом отношении восточный сектор Баренцева моря сильно неоднороден. С одной стороны выделяются тектонические элементы, связанные с формированием Баренцевоморской депрессии, а с другой - районы с заложением и развитием Новоземельской складчатой области. Наибольший интерес с точки зрения нефтегазоносности палеозойских отложений в центральной части акватории Баренцева моря представляет Адмиралтейский вал, ограничивающий Предновоземельский передовой прогиб от Баренцевоморской плиты. Адмиралтейский вал представляет собой относительно стабильный приподнятый участок платформы с преимущественно карбонатным осадконакоплением, причем мощность осадочного чехла в пределах вала сокращена до 6-8 км по сравнению с Южно-Баренцевской впадиной, где его мощность достигает 15-17 км. Баренцевоморский регион с геохимической точки зрения изучен недостаточно. Поэтому перспективы нефтегазоносности с геохимических позиций, наряду с малочисленными данными по Адмиралтейскому валу, можно изучить лишь по косвенным данным, полученным при изучении палеозойских разрезов островов Новая Земля, Земля Франца Иосифа, и акваторий Баренцева и Печорского морей. В Баренцевоморском регионе хорошими нефтематеринскими толщами обладают верхнефран-турнейские карбонатно-глинистые и визейские глинистые отложения (тип ОВ преимущественно II), а также нижнепермские карбонатно-глинистые отложения (ОВ смешанного типа II-III). В Баренцевоморском регионе перечисленные нефтематеринские толщи можно отнести к газопроизводящим из-за высокой степени их катогенного преобразования либо к исчерпавшим свой генетический потенциал. Адмиралтейский вал вследствие благоприятного тектонического положения является зоной аккумуляции как газовых, так и нефтяных УВ, источником которых могут быть нефтегазоматеринские толщи средне-раннепалеозойского возраста, и возможно, мезозойские толщи Баренцевого региона.



  1. -5746

   Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов-новый тип поисковых нефтяных объектов в Западном Татарстане / Н. К. Фортунатова, А. Г. Швец-Тэнэта-Гурий, Р. К. Гумаров и др.
// Геология нефти и газа. - 2006. - №1.-С.25-33:ил. - Библиогр.:3 назв. - Текст парал.рус.,англ.

Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах Камско-Кинельской системы прогибов - новый тип поисковых нефтяных объектов в Западном Татарстане Палеозойским отложениям Камско-Кинельской системы прогибов свойственно широкое развитие на ее бортах рифовых и клиноформных тел разного масштаба. Последние представляют собой новый тип поисковых объектов, с которыми могут быть связаны литологические и структурно-литологические ловушки углеводородов. В статье предлагается седиментологическая модель строения потенциально нефтегазоносных клиноформных тел, выполняющих Камско-Кинельскую систему прогибов. По бортам прогибов развиты верхнефамен-турнейские отложения, представленные проградирующими клиноформами карбонатных конусов выноса, перемежающимися с глинистыми клиноформами. В Казанско-Кировском прогибе в воронежском горизонте присутствует терригенно-глинистая услонская свита, являющаяся клиноформным телом (конусом выноса) сложной конфигурации. В конусах выноса в едином разрезе присутствуют карбонатные или песчаные пласты-коллекторы, глинистые пласты-флюидоупоры и нефтематеринские породы, находящиеся на стадии генерации УВ. Клиноформы характеризуются сложным строением и линзовидно-пластовым залеганием маломощных пластов-коллекторов. Они отличаются от рифовых тел распределением пластов-коллекторов и характером отражений на сейсмических профилях. Отмечается несовпадение структурных планов основного картируемого отражающего горизонта У и поверхностей клиноформных тел. Предполагается повсеместное клиноформное строение палеозойских отложений в пределах Камско-Кинельской системы прогибов данного региона.



  1. -9767

Клычев Н.В.
   Использование гидрогеологических критериев для оценки региональных условий нефтегазонакопления:(на прим.додевон.-среднедевон.отложений территории Саратов.обл.) / Н. В. Клычев, В. В. Гонтарев
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2007. - Вып.51.-С.17-32:ил.,табл. - Библиогр.:22 назв.

При региональных прогнозах нефтегазоносности обычно используются общегидрогеологические, гидрохимические, гидродинамические критерии и газовая составляющая подземных вод. Общегидрогеологические критерии определяются особенностями строения артезианских бассейнов. Территория Саратовской области располагается на северо-западе Северо-Каспийского артезианского бассейна. Здесь выделяются два обособленных гидрогеологических этажа: надсолевой - мезо-кайнозойский и подсолевой - палеозойский, разделенные Кунгурской водоупорной соленосной толщей. Перспективы нефтегазоносности региона связываются с подсолевым гидрогеологическим этажом - водонапорной системой, состоящей из водонапорных комплексов и разделяющих их флюидоупоров. Судя по химическому составу вод степень гидрогеологической закрытости недр высокая, гарантирующая сохранение здесь скоплений УВ. Существуют два противонаправленных потока - инфильтрационный, направленный на юг и юго-восток и элизионный - от Прикаспийской мегавпадины на север и северо-запад. Газовая составляющая подземных вод подтверждает положительные перспективы нефтегазоносности этого комплекса почти на всей территории Саратовской области. Газовый фактор превышает 0.1 м3/ м3 (в среднем 0.3-0.5 м33). Водорастворенные газы относятся к метановому и азотно-метановому типам с концентрацией УВ более 40%(объемных) с повышенным содержанием тяжелых УВ. На юге и юго-западе области на территории Прикаспийской мегавпадины и ее обрамления выделяется высокоперспективная зона с газонасыщенностью вод > 0.5. Во внутренней части Прикаспийской мегавпадины подземные воды, видимо, имеют весьма высокие ГВФ (2-10 м33 и более), а степень их газонасыщенности превышает 0.8.



  1. Г22456

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


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