7. Нефть и газ Вопросы генезиса



страница9/10
Дата30.04.2016
Размер1.33 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10

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

Сорокин А.В.
   Физико-химические свойства нефти различных типов состава месторождений Западной Сибири / А. В. Сорокин, В. Д. Сорокин, М. Р. Сорокина
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №3.-С.27-31:ил. - Библиогр.:4 назв.

  1. -9741

Старобинец И.С.
   Условия формирования многопластовых скоплений углеводородов по геохимическим данным:(на прим.Зап.Сибири) / И. С. Старобинец, В. Т. Гудзенко
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №3.-С.35-53:ил.,табл. - Библиогр.:26 назв.

В нефтегазовой геохимии существуют две точки зрения на процессы формирования залежей. По данным одних исследователей скопление УВ происходило в процессе струйной миграции (И.В.Высоцкий и др.). Другие исследователи - В.А.Соколов, А.А.Геодекян, А.В.Егоров и т.д. обосновывают образование залежей нефти и газа путем аккумуляции диффузионно-рассеянных жидких и газообразных УВ. Проведенными исследованиями автор установил, что формирование залежей нефти и газа происходит с интенсивностью, близкой к интенсивности диффузионного потока путем аккумуляции диффузионно-рассеянных нефтяных и газообразных УВ в водоносных горных породах. Процесс перехода УВ из диффузионно-рассеянного состояния в жидкое или газообразное являлся процессом рождения нефтяной или газовой залежи. Если бы нефть поступала в ловушку в виде струи или капель, то она бы оставила на своем пути следы этой миграции в подошве ловушки и других ее частях.



  1. Б75387

Старосельцев В.С.
   Актуальные проблемы тектоники нефтегазоперспективных регионов / В. С. Старосельцев; М-во природ.ресурсов РФ, Федер.агентство по недропольз., Сиб.НИИ геологии, геофизики и минер.сырья. - Новосибирск: Наука, 2008. - 211 с.,[1]л.ил.: ил.,табл. - Библиогр.: с.193-210(196 назв.). - ISBN 978-5-02-023251-8.

  1. -5578

Стасова О.Ф.
   Влияние температуры и давления на состав нефтей баженовской свиты Широтного Приобья / О. Ф. Стасова, А. И. Ларичев, Н. И. Ларичкина
// Геохимия. - 2006. - №9.-С.996-1005:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв.

Детальное изучение поверхностных проб нефтей Широтного Приобья, приуроченных к отложениям баженовской свиты, показало, что их состав в значительной степени определяется термобарическими условиями пласта. Установлено, что в условиях затрудненного оттока углеводородных флюидов и развития аномально высоких пластовых давлений образование углеводородных флюидов начинается на больших глубинах и при более высоких температурах (Тпл > 100°С). В системах со свободным оттоком УВ флюидов процессы нефтегазообразования идут иначе. На состав нефтей баженовской свиты со свободным оттоком УВ флюидов большое влияние оказывают миграционные процессы, которые наряду с термобарическими параметрами, определяют специфику физико-химического, углеводородного и индивидуального состава нефтей.



  1. В54186

Степашко А.А.
   О роли глубинной гетерогенности в размещении нефтегазоносных бассейнов и провинций / А. А. Степашко
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. - М., 2007. - С.224-225.

  1. -9741

Тараненко Е.И.
   Современные аспекты вертикальной зональности нефтидогенеза / Е. И. Тараненко, Ю. А. Герасимов, Фарах Салех Фарах
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №9.-С.4-10:ил. - Библиогр.:8 назв.

  1. Б75347

   Тектоника вендско-нижнепалеозойского нефтегазоносного комплекса Сибирской платформы / А. Э. Конторович, С. Ю. Беляев, А. А. Конторович и др.
// Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. - М., 2008. - Т.1. - С.424-428: ил.

  1. -9899

Тимонин Н.И.
   Тектоника и нефтегазоносность Баренцево-Карского региона / Н. И. Тимонин
// Вестн.Ин-та геологии Коми науч.центра УрО РАН. - 2007. - №4.-С.12-14:ил.,портр. - Библиогр.:15 назв.

В регионе открыты крупнейшие и уникальные газоконденсатные месторождения: Штокмановское, Ледовое (Южно-Баренцевская впадина), Русановское, Ленинградское (Южно-Карский бассейн). Более северные районы Баренцево-Карской шельфовой плиты остаются слабо изученными, поэтому представление о геологическом строении и потенциальных нефтегазоносных комплексах этой территории базируются на результатах наземных исследований территорий арктических островов. В соответствии с этим в осадочном чехле северной части Баренцево-Карского шельфа может быть предположительно выделено как минимум три региональные потенциально нефтематеринские толщи: ранне- среднедевонская карбонатно-глинистая, ранне- среднетриасовая глинистая и средне- позднеюрская карбонатно-глинистая. Есть основания полагать, что все эти толщи достигли главной фазы нефтеобразования. Однако, учитывая тот факт, что большая часть продуктивных толщ находится на глубинах свыше 4-6 км, т.е. достигла главной фазы газообразования, следует ожидать преобладания скоплений газа и газоконденсата.



  1. -9741

Тимурзиев А.И.
   Время формирорвания залежей как критерий нефтегазоносности локальных структур:(на прим.Юж.Мангышлака) / А. И. Тимурзиев
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №1.-С.24-31. - Библиогр.:10 назв.

Анализ различных точек зрения на проблему возраста формирования залежей УВ позволяет сделать вывод о необоснованности тезиса сторонников гипотезы осадочно-миграционного происхождения (ОМП) нефти о возможности мгновенного в геологическом масштабе времени формирования залежей УВ. Предлагаемый ими механизм концентрации залежей по схеме латеральной миграции УВ при известных скоростях, ограничиваемых геологическими условиями строения осадочных бассейнов (уклоны палеоструктурных поверхностей и градиенты давлений, латеральная неоднородность и фациальная невыдержанность пород, низкая проницаемость, гидродинамические барьеры и т.д.), запрещают существование крупных и гигантских залежей позднекайнозойского возраста. С точки зрения законов физики для формирования гигантских залежей в плиоценовых и плейстоценовых отложениях необходимо, чтобы активная латеральная миграция УВ началась с мезозойского времени, когда не существовало ни ловушек, ни покрышек, ни генерирующих и вмещающих залежи пород. Эти физические ограничения свидетельствуют в пользу безальтернативного механизма формирования залежей по схеме вертикальной миграции УВ со скоростью трещинообразования при сейсмодислокациях (землетрясениях) и по времени, соизмеримом со временем разработки месторождений. Т.о. на основе механизма латеральной миграции УВ для реальных геологических условий строения осадочных бассейнов невозможно научно обосновать существование крупных и гигантских залежей нефти в плиоценовых и плейстоценовых отложениях нефтегазовых бассейнов мира. Геохимическое обоснование гипотезы ОМП вступает в противоречие с физическими законами, т.к. отсутствует механизм транспортировки УВ.



  1. -5746

Тимурзиев А.И.
   Новейшая тектоника и нефтегазоносность запада Туранской плиты / А. И. Тимурзиев
// Геология нефти и газа. - 2006. - №1.-С.35-44:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Текст парал.рус.,англ.

Было выполнено детальное изучение новейшей (неоген-четвертичной) тектоники запада Туранской плиты для установления ее связей с глубинным строением и нефтегазоносностью недр, выработки количественных критериев неотектонического контроля и методов оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур. Выполненные неотектонические исследования содержали: а - структурные построения и анализ мощностей; б - структурно-геоморфологические исследования. В комплексе неотектонических критериев нефтегазоносности анализировались закономерности распределений скоплений УВ в зависимости от амплитуд и градиента неотектонических движений (НТД) и густоты линеаментов. Установлена зависимость типа углеводорода в залежи от вектора и интенсивности НТД. В прогибающихся областях преобладают скопления газа, в областях со спокойным вздыманием - нефти, в сильно воздымающихся областях - битума. Кроме того, максимум скопления углеводородов приходится на зоны, расположенные между областей с положительными и отрицательными знаками движений, зоны с повышенным градиентом неотектонических движений. Выявлено закономерное стратиграфическое снижение этажей нефтегазоносности с уменьшением активности НТД. Распределение УВ в пределах запада Туранской плиты подчиняется не стратиграфической зональности, а образует в разрезе секущее стратиграфические горизонты объемное тело, параметры которого контролируются неотектонической зональностью. Неотектонический критерий имеет преимущественное влияние на масштаб вертикальной миграции УВ. Был выполнен обзор целого ряда нефтегазоносных бассейнов и везде соблюдается единый закон, определяющий пространственное размещение скоплений УВ в переходных, промежуточных между максимальными и минимальными амплитудами зонах со средними значениями амплитуд и максимами активности неотектонических движений.



  1. Г22584

Тимурзиев А.И.
   Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти: (вопр.миграции УВ) / А. И. Тимурзиев
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.52-61.

Наиболее слабым звеном гипотезы ОМП нефти является физическое обоснование механизма первичной миграции микронефти и дальней латеральной миграции УВ из очага генерации до зон аккумуляции. С точки зрения фундаментальных законов сохранения энергии и количества энтропии, источника и баланса исходного вещества, энергии движущих сил, транспортных средств (пластовые воды, свободный газ) и артерий (каналы миграции) образование промышленных скоплений УВ на основе механизма первичной (микронефть) и вторичной (нефть) латеральной миграции невозможно. Одним из прямых индикаторов вертикальной миграции УВ при формировании залежей являются данные палинологических анализов нефтей баженовской свиты о закономерном присутствии микрофоссилий нижележащих комплексов в нефтях при стерильности пород древнее вмещающих отложений. Предлагаемая глубинно-фильтрационная теория нефтегазообразования снимает физические противоречия, ориентирует ГРР на поиски каналов вертикальной фильтрации и разгрузки УВ в верхней части литосферы и ловушек УВ различного генезиса, формируемых процессами флюидодинамического структурообразования и "оживленных" процессами нефтегазообразования и стратиформного нефтегазонасыщения. В этом случае формирование залежей на барьерах глубинного массопереноса связано с фильтрацией потоков флюидов, локализованных в вертикальных "сверхпроводящих" колоннах на телах горизонтальных сдвигов фундамента и на сводах растущих поднятий, обеспечивающих растяжение и раскрытие недр. Современные технологии сейсморазведки 3Д, позволяют картировать очаги скрытой разгрузки УВ в осадочном чехле и фундаменте ОБ, решают вопрос об источнике и форме миграции УВ и обеспечивают переход к новой парадигме поисков нефти: от поисков локальных структур, как возможных ловушек УВ, к прямым поискам нефти в верхней части земной коры на путях (гидродинамических барьерах) вертикальной струйной миграции УВ.



  1. Г22389

Торикова М.В.
   Металлоносность углеводородов / М. В. Торикова
// Природные битумы и тяжелые нефти. - СПб., 2006. - С.448-457:табл. - Библиогр.:с.457(10 назв.).

Результаты анализов выявили ряд особенностей в распределении металлов внутри нефтяного вещества. В асфальтенах из нефти наблюдаются наибольшие концентрации (в г/т): цинка - 860, кобальта - 67, серебра - 100, а в асфальтенах из хлопьевидной взвеси - золота - 0,09, вольфрама - 7,9. В нерастворимых осадках из хлопьевидных взвесей отмечаются максимальные содержания (в г/т): Sr-1190, Rb- 62, Cs- 3,5, Sb- 9, La- 41, Се- 82, Nd- 50, Sm-7, Eu- 1, Yb- 5, Lu- 0,9, Tb- 0,6, Та- 5, Sc- 8, Cr- 290, Ba- 19900, U- 7,2, Hg- 5,6, Si, Al, Fe (до 10 %); Ca, Na, К (до 5 %). В осадках из нефтей концентрации перечисленных элементов несколько ниже. Исследования Горбунова Л.В., Филлимоновой Т.А. (1983 г.) смол и асфальтенов из меловых (валанжин) нефтей Самотлора показало, что 60 % золота аккумулируется в составе асфальтенов. В работе Кадиева Х.М. и др. (1987 г.) приведен групповой углеводородный состав гудрона бузачинской нефти с распрелелением ванадия и никеля по группам: см.таблицу. Анализ приведенного материала выявляет три составляющие в нефтяном веществе, концентрирующие соответствующие металлы: Асфальтены - Zn, Co, Ag, Au, W; Углеродистое вещество - Fe, Ca, Ba, Sr, Rb, Cs, Cr, Se, Hf, La, Ce, Nd, Sm, Eu, Yb, Lu, Sc, Th, U, Та, Hg, Sb ; Смолы-V, Ni.



  1. -5995А

   Условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления на умеренных и больших глубинах севера Западной сибири / В. М. Матусевич, И. Н. Ушатинский, В. А. Рыльков, А. В. Рыльков
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №1.-С.4-11:табл. - Библиогр.:9 назв.

  1. Г22456

Фёдоров Д.Л.
   Геологические особенности формирования гигантских месторождений нефти и газа Прикаспия и Северного Каспия / Д. Л. Фёдоров, С. И. Кулаков
// Актуальные проблемы прогнозирования, поисков, разведки и добычи нефти и газа в России и странах СНГ. Геология, экология, экономика. - СПб., 2006. - С.117-127: ил. - Библиогр.: 4 назв.

  1. Б75266

Федоров Д.Л.
   Гигантские месторождения нефти и газа Каспийского региона и особенности их формирования / Д. Л. Федоров, С. И. Кулаков
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. - Геленджик, 2007. - С.33-38. - Библиогр.: 3 назв.


В Каспийском регионе открыто 4 гигантских месторождения УВ сырья - Тенгиз (нефтяное), Астраханское (газоконденсатное), Карачаганакское (нефтегазоконденсатное), Кашаганское (нефтегазовое), суммарные ресурсы которых оцениваются в 15-20 млрд. т в нефтяном эквиваленте. Все месторождения расположены в области развития палеозойских карбонатных (девон - средний карбон) и соленосных (нижняя пермь, кунгурский ярус) отложений. Месторождения различаются по стратиграфическим, литологическим, структурным, геохимическим и термодинамическим особенностям строения. Месторождение Тенгиз расположено в южной прибортовой части Прикаспийской впадины в осевой части прогиба в структуре фундамента и характеризуется значительными (7-8 км) мощностями нижней части палеозойского разреза, включающего нефтеносные отложения. Структурной поверхностью, определяющей морфологию кровли залежи УВ, является эрозионный срез рифогенного массива (верхний девон - средний карбон). Ловушкой УВ был небольшой по площади высокоамплитудный биогермный массив. Малодифференцированные геодинамические условия затрудняли связь резервуара с глубинными очагами генерации и миграции флюидов, что привело к формированию уникальной "моно"-залежи нефти. Высота ловушки достигает 2000 м, доказанный этаж нефтегазоносности составляет 1648 м. Покрышкой является кунгурская соленосная толща, отличающаяся наименьшей интенсивностью галогенеза и нарушенностью надсолевых отложений. Нефть в залежи легкая, по плотности близка к конденсатам Астраханского месторождения. Попутный газ содержит кислые элементы до 15 % объема. Пластовые температуры на глубине 4000 м - 107-130°С; пластовые давления - 80-90 МПа. Самое крупное по площади (4200 км2) Астраханское месторождение характеризуется наличием поднятий на поверхности кристаллического фундамента. Оно сформировалось над вершиной одноименного свода; амплитуда свода по кровле продуктивных отложений составляет 2000 м, при этом высота залежи - всего 200 м. В теле залежи установлены признаки малоамплитудных разрывных нарушений, по которым осуществляется гидродинамическая связь разных пластов резервуара. Содержание конденсата составляет 200 см33; содержание кислых компонентов (сероводород, углекислота) - около 50 % объема; в газе обнаружены признаки ртути и гелия. Пластовые температуры на глубине 4000 м - 102-128 С. Важную роль при формировании месторождения сыграли древние и молодые крупные разломы с глубинными корнями, обеспечивающие связь с глубинными источниками генерации и миграцию флюидов, включая и неуглеводородные. Ловушка относительно молодая, своим формированием обязанная субантиклинальному изгибу карбонатных слоев под влиянием нескольких фаз подъема Астраханского блока фундамента, в т.ч. в новейшее время. Поступление гелия, ртути и кислых компонентов предполагается из крупного палеозойского прогиба в пределах кряжа Карпинского (южная область питания). Карачаганакское месторождение - единственное, в строении которого принимают участие нижнепермские отложения докунгурского возраста. В контуре продуктивности, как и в Астраханском месторождении, присутствуют участки со значительно сокращенными мощностями (до первых десятков метров) соленосных отложений. Высота основной залежи 1600 м. Значительная амплитуда ловушки УВ обусловлена тем, что крупное поднятие по девонско-каменноугольным отложениям в сводовой части наращивается меньшим по площади структурным осложнением, связанным с нижнепермским рифогенным массивом. Высокая степень нарушенных надсолевых отложений вследствие галокинеза обусловливает формирование в них вторичных газовых залежей. Верхняя часть залежи содержит практически только метановый газ, внизу возрастает примесь жидких гомологов метана; ниже уровня 5000 м установлена нефть. Среднее содержание конденсата - 600 см33. Примесь кислых компонентов - 10 % объема; призамковая часть залежи является бессернистой. Под основной залежью из среднедевонских отложений получены притоки тяжелой нефти. Решающее значение для формирования гигантской залежи имел стратиграфический перерыв между нефтегазоносными комплексами, в результате которого высокий УВ потенциал девонско-турнейского комплекса обеспечил заполнение визейско-башкирской и нижнепермской секций ловушки. Самое крупное по запасам Кашаганское месторождение расположено в акватории Каспийского моря. В первом приближении представляется аналогом Тенгизского месторождения. Можно ожидать, что карбонатный массив, в настоящее время рассматриваемый как единый, может оказаться расслоенным на субпластовые резервуары по содержанию рифостроителей, разной степени глинизации известняков и, соответственно, уплотнения пород. Параметры нефти идентичны таковым месторождения Тенгиз, так же, как и вероятный уровень содержания кислых компонентов.

  1. -7253

   Флюидоупоры в месторождениях углеводородов / А. В. Овчаренко, Б. В. Ермаков, К. М. Мятчин, А. Е. Шлезингер
// Литология и полез.ископ. - 2007. - №2.-С.201-213:ил.,табл. - Библиогр.:с.213.

По площади распространения флюидоупоры разделяются на региональные, зональные и локальные, по составу слагающих пород - на глинистые, карбонатные, эвапоритовые и криогенные. Глинистые флюидоупоры имеют наибольшее распространение и играют главную роль в формировании месторождений УВ. Карбонатные флюидоупоры также широко распространены, но их экранирующие свойства ниже, чем у глинистых. Эвапоритовые покрышки распространены в пределах солеродных бассейнов и отличаются высоким качеством экранирующих свойств. Криогенные экраны существуют в приполярных частях осадочных бассейнов на небольших глубинах (сотни метров). Среди глинистых флюидоупоров, в зависимости от фациальных условий формирования, минерального состава, литологической однородности, проницаемости и других характеристик выделяется 7 классов флюидоупоров. Флюидоупоры I-II классов, представленные глубоководными осадками, обладают наилучшими изолирующими свойствами на больших глубинах и являются хорошими экранами для нефти и газа. Флюидоупоры III-IV классов образуют осадки шельфа и турбидитные. Хорошо экранируют залежи нефти в интервале глубин 1000-2500 м и слабо проницаемы для газа. Флюидоупоры V-VII классов образуют прибрежно-морские и континентальные осадки, содержащие прослои и линзы грубого материала. Наилучшие экранирующие свойства в интервале глубин 1200-1800 м. Слабо экранируют нефти и проницаемы для газа. В процессе литогенеза пористость с глубиной уменьшается для осадков и пород всех типов покрышек от 30-40% до первых процентов. Проницаемость флюидоупоров I-II классов, уже на глубине 400-600 метров снижается до 10-5 мД. Проницаемость флюидоупоров III-IV классов с глубиной снижается резко, а флюидоупоров V-VII классов медленно и достигает своих минимальных значений на глубинах 1200-1800 м. Наименьшие пластовые скорости имеют глинистые покрышки I-II классов, наибольшие- V-VII классов. С увеличением плотности и уменьшением пористости пород скоростные параметры возрастают. Микротрещиноватость уменьшает интервальные скорости особенно для поперечных волн. В линзовидных коллекторах, возникших в результате вторичных преобразований, скорости понижаются, особенно для поперечных волн. Если зоны линзовидных коллекторов заполнены углеводородами, интервальные скорости поперечных волн повышаются на 10-15%.



  1. Г22678


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