7. Нефть и газ Вопросы генезиса



страница8/10
Дата30.04.2016
Размер1.33 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

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

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


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