7. Нефть и газ 7.4. Вопросы генезиса

7. Нефть и газ
7.4. Вопросы генезиса
1.
-7577
A comparative Raman spectroscopic study of natural gas hydrates collected at
different geological sites / B. Chazallon, C. Focsa, Charlou J.-L. и др.
// Chemical Geology. - 2007. - Vol.244,N 1/2. - P.175-185:ill.,tab. - Bibliogr.: p.184-185.
Сравнительное Raman спектроскопическое исследование
газогидратов, собранных в различных геологических условиях.
2.
-7677
природных
Природные газогидраты, обнаруженные на Западно-Африканском материковом
склоне на юге Атлантического океана (проекты ZaiAngo и Neris II) и в Норвежском
море (грязевый вулкан (Hakon Mosby Mud Volcano)) были исследованы
спектроскопическим методом микро-Raman при условиях внешнего давления и
низкой температуры. Газовые гидраты, отобранные в различных геологических
условиях, содержат высокие концентрации метана, сопровождаемые другими
второстепенными компонентами, тонко рассеянными в образцах. Они
кристаллизуются в кубической структурной решетке I типа, подтвержденной
предварительными результатами синхротронной дифракции, полученной по
образцу ZaiAngo. Однако детальные анализы выбранных микроскопических
площадок выявили изменчивость в распределении газа среди различных образцов.
Следовые количества СО2 и Н2S идентифицируются по их характерной частотной
записи в спектральном диапазоне 1000-3800см-1. Они могут изоморфно замещать
метан. Их присутствие производит композиционный эффект по сравнению с
ячейкой, занятой CH4, что определяется по коэффициенту интенсивности
интегральной полосы частотного диапазона соответствующего молекулярной
продольной волне метана в гидрате. Сравнение результатов Raman-анализа
синтетических гидратов H2S, CH4 и CH4-дейтерогидратов позволяет точно
различить по распределению диапазонов частот слабовыраженной молекулярной
вибрации захваченный метан и изоморфно замещающий его H2S.
Active methane venting observed at giant pockmarks along the U.S. mid-Atlantic
shelf break / K. R. Newman, Cormier M.-H., J. K. Weissel и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.267,N 1/2. - P.341-352: ill., tab. Bibliogr.: p. 351-352.
Активный выброс в атмосферу метана, наблюдаемый на гигантских оспинах
вдоль перегиба шельфа Соединённых Штатов - средняя Атлантика.
3.
-7577
Active venting at the Isis mud volcano, offshore Egypt: origin and migration of
hydrocarbons / V. Mastalerz, Lange G.J. de, A. Dahlmann, T. Feseker
// Chemical Geology. - 2007. - Vol.246, N 1/2. - P.87-106: ill., tab. - Bibliogr.: p.104106.
Активный выброс газов в атмосферу из грязевого вулкана Изис, прибрежная
зона Египта: генерация и миграция углеводородов.
Грязевый вулкан Изис является активным грязеизвергающим сооружением,
похожим на пористый сыр камамбер в Восточно-Нильской авандельте. Он был
исследован во время круизов NAUTINIL (2003) MIMES (2004) выполненных в
составе проекта MEDIFLUX. Активная обогащенная газом флюидная эманация из
грязевого вулкана Изис установлена по повышению содержания газа в осадке, с
4.
-1376
измеренным содержанием метана 7.5 mmol на литр мокрого осадка в центре
грязевого вулкана. Кроме того, выбросы пузырьков газа формировали в водной
колонке множество углеводородных плюмов, с концентрациями метана до 1550
nmol/l, по сравнению с ~ 1 nmol/l для фоновых уровней глубоких вод. Принимая во
внимание состав стабильных изотопов углерода и водорода метана и
высокомолекулярных углеводородов их генезис является преимущественно
термогенетическим. Изотопные данные также показывают, что влажные смеси
генерируются совместно с нефтью и мы предполагаем их происхождение,
преимущественно из керогена II типа материнских пород различных уровней
зрелости. Характерные изменения, наблюдаемые в изотопном составе поровых вод,
состав растворенных молекул и глубокий уровень их изменений в центре грязевого
вулкана между последующими круизами свидетельствуют о высокой частоте
флюидно - газовых выбросов. Состав порового флюида, соответствующий морской
воде в верхней части седиментационной колонки, подтверждает, что за каждым
выбросом следует направленная вниз миграция вышележащих морских вод. Такая
направленная вниз адвекция донных морских вод может быть не только связанной
с замещением выбрасываемого газа, но также с замещением низкоплотностного
порового флюида придонной морской водой. Этот механизм - общий для грязевых
вулканов и мест выходов газа. В периферической зоне поровый флюид имеет
концентрацию и изотопный состав морской воды на глубину колонкового бурения
до 430 cmbsf. Мы предполагаем, что эта более глубокая, направленная вниз
адвекция морских донных вод связана с менее часто происходящими в этих местах
по сравнению с центральными частями газово-жидкими выбросами.
Aguilera R.
Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: a global perspective on porosity-depth
and porosity-permeability relationships: discussion / R. Aguilera
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N5.P.807-810.
Песчаниковые против карбонатных нефтяных коллекторов: глобальная
перспектива на взаимоотношение пористость-глубина и пористостьпроницаемость: дискуссия.
5.
-8036
Alonso E.E.
Mechanisms of gas transport in clay barriers / E. E. Alonso, S. Olivella, D. Arnedo
// Journal of Iberian Geology. - 2006. - Vol.32,N2.-P.175-196:ill.
Механизмы транспортировки газа в глиняных барьерах.
6.
-8839
Antia D.D.J.
Oil polymerisation and fluid expulsion from low temperature, low maturity,
overpressured sediments / Antia D.D.J.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 3. - P.263-281: ill. - Bibliogr.: p.279281.
Нефтяная полимеризация и вытеснение жидкости из низкотемпературных,
низкозрелостных и находящихся под сверхдавлением отложений.
7.
-1376
Automated thermotectonostratigraphic basin reconstruction: Viking Graben case
study / L. H. Rupke, S. M. Schmalholz, D. W. Schmid, Y. Y. Podladchikov
// AAPG Bulletin / Amer. Assoc. of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 3. - P.309326: ill.,tab. - Bibliogr.: p.325-326.
Автоматизированная
термотектоностратиграфическая
бассейна: изучение грабена Viking (Северное море).
8.
-9136
реконструкция
Biogenic gas systems in eastern Qaidam Basin / Y. Dang, W. Zhao, A. Su и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 4/5. - P.344-356: ill.,tab. Bibliogr.: p.354-356.
Биогенные газовые системы в восточной части бассейна Цайдам.
9.
-8839
Biomarker geochemistry of crude oils from the Qaidam Basin, NW China / Y.
Duan, C. Zheng, Z. Wang и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.29, N 2. - P.175-188: ill.,tab. - Bibliogr.:
p.187-188.
Биомаркёрная геохимия сырой нефти из бассейна Цайдам, северо-запад
Китая.
10.
-6893
Blind thrusts and fault-related folds in the Upper Cretaceous Alberta Group, deep
basin, west-central Alberta: implications for fractured reservoirs / B. S. Hart, B. L.
Varban, K. J. Marfurt, A. G. Plint
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2007. - Vol.55, N 2. - P.125-137: ill. Bibliogr.: p.136-137.
Надвиги и приразломные складки в верхнемеловых отложениях группы
глубоководного бассейна Альберта (запад-центр провинции Альберта):
применительно к нарушенным резервуарам.
11.
-8839
Картирование верхнемеловых комплексов в Глубоком бассейне, основанное на 3-D
сейсмике и разрезах буровых скважин, выявило присутствие складок, связанных с
разломами в формации Сardium и перекрывающих отложениях. Складки
сформированы над остроугольными надвиговыми разломами в глинистых сланцах
нижней части формации Kaskapau. Сейсмическими данными выявлена складка с
амплитудой, приблизительно, от 5 до 8 км на уровне Cardium, с осью складки,
ориентированной в направлении СЗ-ЮВ. Стратиграфическим анализом разрезов
буровых скважин идентифицирован внутриформационный разлом, тогда как
сейсмические данные 3-D отражают разветвления разломов и связанные с ними
складки. По разломам давление передается в латеральном направлении. Обработка
исходной 3-D информации значительно улучшили наши возможности по
представлению и картированию структур. Нефтяные залежи формации Cardium на
исследуемой территории, размещены по периферии складки. Тренды
нефтегенерационного потенциала отражают, в первую очередь, тренды
осадкообразования, предшествовавшие структурной деформации. Тем не менее,
структуры, которые мы приводим в пример, раздроблены и поэтому являются
хорошими аналогами потенциальных объектов бурения в аналогично
деформированных резервуарах сжатого газа.
Bordenave M.L.
The origin of the Permo-Triassic gas accumulations in the Iranian Zagros Foldbelt and
contiguous offshore areas: a review of the Palaeozoic petroleum system / M. L.
Bordenave
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 1. - P.3-42: ill., tab. - Bibliogr.: p.40-
42.
Происхождение пермо-триасовых газовых скоплений в Иранском Загросcком
складчатом поясе и смежных оффшорных территориях: обзор палеозойских
нефтяных систем.
12.
-8348
Более чем 1500 триллионов кубических футов запасов газа было открыто в
пермотриасовых карбонатах, запечатанных мощными триасовыми ангидритами в
складчатом поясе Загрос (юго-западный Иран), южная часть Персидского залива
(Иран, Катар и Абу - Даби) и Саудовская Аравия. В этой статье обсуждается
происхождение этого газа с точки зрения распределения и изменения термальной
зрелости во времени (определенном путем моделирования) материнских пород,
региональных изменений в термальной зрелости (определенных по суммарным
толщинам) и дальности миграции и аккумуляции УВ Загросского орогена. В
деталях реконструирована последовательность событий, приведших к
современному распределению скоплений газа. Единственная важная материнская
порода установлена в интервале от позднего протерозоя до позднего триаса богатые органикой радиоактивные сланцы, датированные как лландоверские
(ранний силур). Генерация нефти начались в средней юре на площадях обширного
погружения, в то время как главная фаза генерации достигнута локально в начале
среднего мела. Огромные объемы нефти, затем газа, аккумулировались в
нескольких главных региональных сводах и соляных структурах, относящихся к
Загросскому орогену. Часть газа была потеряна в процессе складкообразования,
поскольку некоторые антиклинали были разрушены. Другие порции газа вместе с
легкой нефтью переместились в неразрушенные антиклинальные ловушки. Среди
критических параметров, необходимых для оценки огромных пермотриасовых
ресурсов, имеющихся в Лурестане, Фарсе и в Иранском оффшоре, в этой статье
обсуждаются три: 1)объемы ресурсов газа локализованных в залежах в сравнении с
Предзагросскими региональными сводами, 2)характеристика возможных
резервуарных интервалов в формации Dalan/Kangan и 3)масштаб эвапоритового
запечатывания Dashtak. Распределение поверхностных просачиваний (сипов)
нефти, битумов и газа вместе с косвенными индикаторами углеводородов
предоставляет дополнительный инструмент исследований.
Carbon isotope evidence for widespread methane seeps in the ca. 635 Ma
Doushantuo cap carbonate in south China / J. Wang, G. Jiang, S. Xiao и др.
// Geology. - 2008. - Vol.36,N 5. - P.347-350: ill. - Bibliogr.: p.350.
Свидетельство по изотопам углерода для широкораспространённых мест
просачивания метана в карбонате Doushantuo сa.635 Ma на юге Китая.
13.
-9136
Cathro D.L.
Cretaceous-Tertiary inversion history of the Dampier Sub-basin, northwest Australia:
insights from quantitative basin modelling / D. L. Cathro, G. D. Karner
// Marine of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 4.-P.503-526:ill.,tab. Bibliogr.:p.525-526.
Меловая-третичная история инверсии суббассейна Дампьер, северо-западная
Австралия: понимание из количественного моделирования бассейна.
Сейсмический последовательный анализ был объединен с кинематической и
изгибной моделью деформации литосферы, чтобы определить историю,
распределение и величину инверсии в пределах суббассейна Дампьер в северо-
14.
-1376
западной Австралии в течение Мела и Третичного периода. Инверсия имела
тенденцию сосредоточиваться по существовавшей системе нарушений по границам
бассейна и/или внутри бассейна поперек антиклинальных структур l.
Пространственное распределение инверсии изменялось по различным нарушенкам,
вовлеченным в процесс инверсии в разное время. Тогда как Меловая инверсия
сконцентрирована по главным граничным нарушениям, ориентированным северовосток - юго-запад, местоположение Миоценовой инверсии было смежным с
северо-западным их ограничением. Полное утонение литосферы в течение сантона
и третичного периода было смоделировано на уровне ~2.6 и 0.16 км,
соответственно,
с
северо-восточными-юго-западными
активизированными
трендами. Амплитуды структур инверсии ранжируют от ~ 1000 м. по восточной
системе до сотен метров для структур инверсии, включающих другие тренды. Хотя
инверсия ответственна за развитие относительно тонких особенностей, она
управляла главными критическими структурами, способными поймать в ловушку
углеводороды в пределах суббассейна Дампьер.
Circum-Arctic petroleum systems idenified using decision-tree chemometrics / K.
E. Peters, L. S. Ramos, J. E. Zumberge и др.
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2007. - Vol.91,N 6. - P.877913:ill.,tab. - Bibliogr.: p.910-913.
Циркум-арктические
нефтяные
системы,
идентифицируемые
использованием хемометрического дерева решений.
15.
-7749
с
Биомаркеры, используемые для определения источника и возраста и изотопные
данные были определены для более 1000 проб сырых нефтей из скважин и зон
высачивания, собранных севернее 550 северной широты. Было создано уникальное,
многоуровневое хемометрическое (многовариантно-статистическое) дерево
решений, что позволило с использованием обучающей выборки из 622 проб нефти
провести автоматическую классификацию 31 генетически различного семейства
циркум-арктических нефтей. Метод, который мы называем хемометрическое
дерево решений использует метод главных компонент К-ближайшего соседа и
моделей SIMCA (программное независимое моделирование сходства классов) для
классификации и установления доверительных уровней для вновь приобретенных
проб нефти и экстрактов битумоидов из нефтематеринских пород. Геохимические
данные для каждой пробы нефти были использованы также для получения
заключения о возрасте, литологии, содержании органического вещества,
обстановке осадконакопления и идентификации нефтематеринских пород. Эти
результаты демонстрируют ценность обширных нефтяных баз данных, в которых
все пробы были проанализированы с использованием одинаковых процедур и
аппаратуры.
CO2 metasomatism in a basalt-hosted petroleum reservoir, Nuussuaq, West
Greenland / K. L. Rogers, P. S. Neuhoff, A. K. Pedersen, D. K. Bird
// Lithos. - 2006. - Vol.92,N1-2.-P.55-82.
Метасоматизм углекислого газа в нефтяном резервуаре, вмещающем
базальты, Nuussuaq, западная Гренландия.
16.
-71
Dale A.W.
Bioenergetic controls on anaerobic oxidation of methane (AOM) in coastal marine
sediments: a theoretical analysis / A. W. Dale, P. Regnier, Cappellen P. van
// American Journal of Science. - 2006. - Vol.306, N4.-P.246-294. – Bibliogr.:p.288-294.
Биоэнергетический контроль анаэробного окисления метана (АОМ) в
прибрежно-морских осадках: теоретический анализ.
17.
-9136
В работе представлена модель кинетическо-биоэнергетической реакции
анаэробного окисления метана (АОМ) в прибрежно-морских осадках. Модель
рассматривает интервал осадков фиксированной глубины ниже зоны биотурбации,
при условии сезонных вариаций температуры и поступления органического
субстрата и сульфатов. Модель показывают, что функциональные микробные
биомассы внутри окна наблюдения претерпевают незначительные изменения в
течение года в результате кинетической и термодинамической буферизации
сезонных усилений. Более того, микробиотические процессы протекают только в
малых объемах от их максимальных потенциальных темпов. Эти открытия
предоставляют теоретическое обоснование для аппроксимирования устойчивых
микробных биомасс, которые часто используются в диагенетических моделях. В
тоже время, темпы АОМ проявляют сильные сезонные изменения. Результаты
моделирования показывают, что анаэробные окисляющие метан микроорганизмы
проявляют активный метаболизм вблизи их термодинамического предела, причем
энергетический
баланс
контролируется
относительными
темпами
гидрогенотрофной редукции сульфатов (hySR) и ацетотрофным метаногенезом
(acME).
Deep basin gas: new insights from kinetic modelling and isotopic fractionation in
deep-formed gas precursors / V. Dieckmann, R. Ondrak, B. Cramer, B. Horsfield
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 2.-P.183-200.
Газ глубокого бассейна: новое понимание из кинетического моделирования и
фракционирования
изотопов
в
глубокообразованных
газовых
предшественниках.
18.
19.
-7677
-9136
Dynamic fluids flow and chemical fluxes associated with a seafloor gas hydrate
deposit on the northern Gulf of Mexico slope / E. A. Solomon, M. Kastner, H.
Jannasch и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.270,N 1/2. - P.95-105: ill., tab. Bibliogr.: p.105.
Динамический поток жидкостей и химические потоки, связанные с
отложением гидрата газа на дне океана на северном склоне Мексиканского
залива.
Filho A.T.
Magmatism and petroleum exploration in the Brazilian Paleozoic basins / A. T. Filho,
Mizusaki A.M.P., L. Antonioli
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 2. - P.143-151: ill. - Bibliogr.:
p.150-151.
Магматизм и разведка нефти в палеозойских бассейнах Бразилии.
20.
-1376
Formation mechanisms of hydrocarbon reservoirs associated with volcanic and
subvolcanic intrusive rocks: examples in mesozoic-cenozoic basins of eastern China
/ Changzhi Wu, Liangxing Gu, Zunzhong Zhang и др.
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N1.P.137-147:ill. - Bibliogr.:p.145-147.
Формирование углеводородных резервуаров, связанных с вулканическими и
субвулканическими интрузивными породами на примере мезо-кайнозойских
бассейнов восточного Китая.
21.
-8289
В прибрежных областях восточного Китая существуют многочисленные
нефтематеринские мезо- кайнозойские бассейны. Широко развитые в них
вулканические и субвулканические интрузивные породы, преимущественно
базальтового и, в меньшей степени, трахитового состава, образуют прослои и
внедрения в осадочных комплексах. Эти магматические породы могут являться как
покрышками, так и резервуарами углеводородов. Углеводородные резервуары,
связанные с вулканическими породами могут быть разделены на три типа: 1)
резервуары в вулканогенно-осадочных коллекторах (volcanic-trapped type); 2)
резервуары, экранированные вулканогенно-осадочными флюидоупорами (volcanicsealed type), 3) резервуары кор выветривания (weathering crust type). С
субвулканическими интрузивными комплексами связаны шесть типов трещинных
резервуаров: 1) сводовые трещинные резервуары (doming-derived fracture type); 2)
резервуары зон криптоэксплозивного брекчирования (cryptoexplosive breccia type);
3) первично-трещинные резервуары (primary fracture type); 4) резервуары зон
автометасоматоза (the alteration zone type); 5) резервуары зон экзоконтактового
метаморфизма (contact zone type); 6) латерально экранированные (laterally sealed
type). Предлагается обобщенная модель формирования углеводородных бассейнов,
связанных с вулканическими и субвулканическими породами. Авторы хотели бы
привлечь больше внимания к вулканическим и субвулканическим резервуарам при
разведке углеводородов.
Fowler M.
Hydrocarbons and water in the Western Canada Sedimentary Basin: a tale of two fluids
/ M. Fowler, S. E. Grasby
// Journal of Geochemical Exploration. - 2006. - Vol.89, N 1/3. - P.112-114. - Bibliogr.:
p.114.
Углеводороды и вода в осадочном бассейне запада Канады: история двух
жидкостей.
22.
-8839
Geochemical aureoles around oil and gas accumulations in the Zechstein (Upper
Permian) of Poland: analysis of fluid inclusions in halite and bitumens in rock salt /
V. M. Kovalevych, T. M. Peryt, S. N. Shanina и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 3. - P.245-262: ill., tab. - Bibliogr.:
p.261-262.
Геохимиические ореолы вокруг нефтяных и газовых аккумуляций в
цехштейне (верхняя пермь) в Польше: анализ жидких включений в галите и
битумах каменной соли.
23.
-9554
Geochemical study of crude oils from the Xifeng oilfield of the Ordos basin, China
/ Y. Duan, C. Y. Wang, C. Y. Zheng и др.
// Journal of Asian Earth Sciences. - 2008. - Vol.31,N 4/6. - P.341-356: ill., tab. Bibliogr.: p.355-356.
Геохимическое исследование сырой нефти из нефтяного месторождения
Сифын бассейна Ордос, Китай.
24.
-1376
Geologic evolution and aspects of the petroleum geology of the northern East
China Sea shelf basin / Gwang H. Lee, Booyong Kim, Kook Sun Shin, Don Sunwoo
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N2.P.237-260:ill. - Bibliogr.:p.259-260.
Геологическая эволюция и нефтегеологические аспекты северной части
шельфового бассейна Восточно-Китайского моря.
25.
-9136
Анализ мультиканальных отражающих сейсмических профилей позволил
установить, что северный шельфовый бассейн Восточно-Китайского моря испытал
две стадии рифтинга с последующим региональным погружением. Начальный
рифтинг в позднем мелу привел к образованию ряда грабенов и полуграбенов,
заполненных аллювиальными и озерно-аллювиальными отложениями. В позднем
эоцене - раннем олигоцене начальный рифтинг был прерван региональным
поднятием и складчатостью (Юквийское событие). Рифтинг получил продолжение
в раннем олигоцене, когда в заполнении рифтовых впадин продолжали
доминировать аллювиальные и озерно-аллювиальные отложения. Вновь рифтинг
был прерван второй фазой поднятия в раннем миоцене, отмечающей переход к
пострифтовой стадии развития. Ранняя пострифтовая стадия (ранний миоценпоздний миоцен) характеризовалась региональным погружением и морской
трансгрессией на запад и северо-запад территории. Инверсия (Лонджиньское
событие) в позднем миоцене прервала пострифтовое погружение, приведя к
образованию обширного складчато-надвигового пояса в восточной части
территории. Вся область вновь была захвачена региональным погружением и была
преобразована в широкий континентальный шельф. Нефтематеринские породы
включают синрифтовые озерные фации, речные сланцы и пласты углей.
Синрифтовые речные, озерные и дельтовые отложения, пострифтовые
литоральные и/или мелководно-морские песчаники и раздробленные породы
основания представляют собой потенциальные резервуары. Выявлены различные
типы ловушек углеводородов (например, ограниченные сбросами антиклинали,
пологие
надвиги,
сбросы,
несогласия,
комбинированные
структурнолитологические ловушки, зона выветривания основания и стратиграфические
ловушки), но многие из них не опробованы.
Geology of giant gas fields in China / J. Dai, C. Zou, S. Qin и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 4/5. - P.320-334: ill.,tab. Bibliogr.: p.333-334.
Геология гигантских газовых месторождений в Китае.
26.
-9136
Geothermal history and petroleum generation in the Norwegian South Viking
Graben revealed by pseudo-3D basin modelling / H. Justwan, I. Meisingset, B. Dahl,
G. H. Isaksen
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23, N 8. - P.791-819: ill.,tab. - Bibliogr.:
p.816-819.
Геотермическая история и генерация нефти в норвежском Южном Грабене
Викинг, установленная путем псевдотрехмерного моделирования бассейна.
Углеводородные исследования в норвежском Южном Грабене Викинг(57о 45/60о15/N) начались в конце 1960-х и к настоящему времени вступили в зрелую фазу.
Создание псевдотрехмерной модели бассейна выполнено с целью расшифровки
региональных тенденций в генерации и эмиграции УВ и оценки оставшегося
27.
-1376
потенциала этой зрелой нефтяной провинции. Генерация и эмиграция из всех
главных нефтематеринских горизонтов в этой области в формациях Draupne,
Heather, Hugin and Sleipner выполнена с использованием псевдотрехмерной
модели,
включающей
36
изохронных
геохронологических
событий.
Картографическая псевдотрехмерная модель, построенная на топооснове,
составлена из одномерных моделей, включающих карты: близповерхностную
структурную и качества нефтематеринских пород. Эмиграция УВ из средневерхнеюрских нефтематеринских пород на этой территории происходила в две
главные фазы. Первая фаза длилась от палеоцена до среднего миоцена с пиком
эмиграции нефти и газа во время раннего миоцена. Вторая, четвертичная фаза
эмиграции, которая дала 11% и 13% всех нефти и газа, соответственно, связана с
увеличением скорости прогибания в течение этого периода. Всего 74х109 см3
нефти и 8.2х1012 см3 газа генерировано в данной области. Зона Frigg на севере с
генерированными 2.9х1012 см3 газа является преимущественно газопроизводящей,
а зона Greater Balder с генерированными 17х109 см3 нефти - более
нефтепроизводящая. В нижнем син-рифтовом отделе верхнеюрской формации
Draupne преобладает эмиграция нефти(54% от всей генерированной нефти), в то
время как в формации Heather доминирует эмиграция газа с 37% от всего
генерированного газа. Прогнозные модели были успешно применены к
объяснению истории заполнения и вторичных изменений зоны Greater Balder в
норвежском секторе. Моделирование объясняет генезис нефтей формации Draupne
в зоне Greater Balder как результат смешения дериватов нефтей, поступавших во
время многократных фаз погружения. Основываясь на моделированных
накопленных суммарных объемах генерированных и оцененных объемах
содержащихся в зоне, оценки коэффициентов генерации-аккумуляции для Южного
Грабена Викинг составили от 1.01 до 1.05% для нефти и 9.67-12.89% для газа. В
свете сравнения с другими нефтяными системами и критической оценкой
элементов данной нефтяной системы, оцениваемые коэффициенты аккумуляции
должны стимулировать будущие исследования данной зоны.
Heat flow and surface hydrocarbons on the Brunei continental margin / G. W.
Zielinski, M. Bjoroy, Zielinski R.L.B., I. L. Ferriday
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2007. - Vol.91,N 7. - P.10531080:ill. - Bibliogr.: p.1078-1080.
Тепловой поток и углеводороды земной поверхности на континентальной
окраине Брунея.
Во время совместного сбора данных о тепловом потоке и геохимии в 186
скважинах на континентальной окраине Брунея, в обращенной к суше зоне
изучаемой территории, где тепловой поток составляет 83,7+66,5 mW/m2
обнаружено обилие термогенетических УВ. В зоне обращенной к морю тепловой
поток составляет 59.0+22.6 mW/m2 и термогенетические УВ вблизи земной
поверхности большей частью отсутствуют. В связи с активностью аккреционных
комплексов зоны с низкими тепловыми потоками совпадают с зоной субдукции
Палаванского трога (северо-запад Борнео, Няньша). Зона гидротермальной
конвенции с высоким тепловым потоком и фильтрации углеводородов, приурочена
со стороны суши к осадкам дельты Baram, составляющих псевдоаккреционную
призму. Фазовый переход от нефти к газу с увеличением геотермального
градиента, наблюдаемый по данным бурения, проявляется в данных
поверхностных наблюдений. Сравнение тепловых потоков побережий Брунея и
Китая обнаруживает общность термотектонического начала, насчитывающего не
менее 5 млн лет, наиболее древнюю (32 Ма) линейность магнитного поля в
28.
-9136
бассейне Южно-Китайского моря. Термальные проявления предшествующей
активной субдукции были рассеяны и тепловой поток побережья Брунея
восстановился до теоретических значений пассивной материковой окраины. В
одиночной зоне высачивания установлен максимальный тепловой поток (604
mW/m2), сопровождаемый аномальными термогенетическими углеводородами.
Флюид течет вверх со скоростью около 1.7 см/год(5.5х10-10m/s) с глубины 6 км,
фокусируясь более чем в 30 раз, что объясняет наличие теплового потока и
транспортировку углеводородов из потенциальных источников. По нашим данным
скорость потока в виде восходящих пузырьков или сплошной газовой фазы в 42
раза выше. Наблюдаемые тепловые потоки вокруг ограниченных разломами
седиментационных грабенов моделируются простыми моделями флюидных
потоков. В соответствии с этими моделями измерения ограничены размерами
грабена, в пределах которого тепловой поток одинаков и серьезно недооценено
значение регионального теплового потока (23-80%) и термальной зрелости, тогда
как тепловой поток во всех точках геохимического бурения дает достоверные
значения. С увеличением расстояния от оси зоны высачивания систематически
изменяются параметры теплового потока и состав углеводородов. Простая модель
диффузии объясняет эти изменения приповерхностными процессами. Простая
термогенетическая модель подтверждается также данными по газу, однако
параметры термальной зрелости не указывают на причинную связь между
тепловым потоком в зоне высачивания и термогенезисом. Инвариантные
параметры, менее затронутые миграцией, фракционированием, смешиванием и
биодеградацией остаются аномальными на расстоянии более 250 м от оси зоны
высачивания, охватывая все четыре проявления высоко температурного потока.
Данные бурения, сопоставленные с приповерхностными газами, аномального
состава, позволяют идентифицировать место высачивания в виде разлома.
Инвариантные параметры теплового потока, являющиеся экстремальными в зоне
высачивания, могут быть индикаторами активной фильтрации, поскольку там
углеводороды менее изменены и более тесно связаны с их источниками.
Региональные данные, охватывающие более 10 000 км 2, отражают
приповерхностные процессы, происходящие в 500-метровой зоне высачивания.
Следовательно, расстояния от региональной зоны высачивания и палеотепловой
поток могут быть взаимосвязанными.
Huvaz O.
Petroleum systems and hydrocarbon potential analysis of the northwestern Uralsk
basin, NW Kazakhstan, by utilizing 3D basin modeling methods / O. Huvaz, H. Sarikaya,
T. Isik
// Marine and Petroleum Geology. - 2007. - Vol.24,N 4. - P.247-275:ill.,tab. - Bibliogr.:
p.273-275.
Анализ нефтяных систем и углеводородного потенциала северо-востока
Уральского бассейна, северо-восток Казахстана, на основе методов
трехмерного моделирования бассейна.
На северо-востоке Уральского бассейна, на месторождениях Тепловско Токаревской группы, а также Чаганском и Даринском, локализованных в цепи
барьерных рифов и ориентированных в СВ-ЮЗ направлении, добывается газ и
небольшое количество нефти. Наиболее значительные резервуары этого бассейна
ассоциируют с шельфовыми рифами, рифовыми выступами, атолловыми и
баровыми фациями карбонатных комплексов, дельтовыми или приливноотливными фациями платформенных месторождений и кластических резервуаров
конусов выноса или склоновых фаций. Бассейн включает ряд нефтяных систем,
29.
-9136
включающих глубоководные морские черные сланцы палеозоя с содержанием Сорг
до 10%. Оценки значимости этих систем были получены с помощью одно- и
трехмерных моделей бассейнов, сконструированных с использованием
геологических, геофизических и геохимических данных. Подсолевая часть северовостока Уральского бассейна имеет наиболее высокий углеводородный потенциал
и наиболее низкий поисковый риск, сравнимый с надсолевой серией, несмотря на
необходимость бурения до экстремальных глубин (более 5000 м), особенно во
Внутренней зоне. Ловушки различных типов связаны с соляной тектоникой,
способствующей накоплению углеводородов в установленных в процессе разведки
резервуарах: артинском (филипповском), франском, бобриковском (тульском) и
башкирском. Среди этих резервуаров артинский (филипповский) - главный
нефтесодержащий резервуар на Гремячинском и Тепловском месторождениях. Он
хорошо дополнен с точки зрения источника углеводородов рядом
нефтегазоматеринских пород. Кроме того, его кровля эффективно запечатана
кунгурской солью. Среди 15 изученных и подвергнутых моделированию
нефтегазоматеринских
толщ
наиболее
эмигрантоспособными
являются
афонинские, живетские, фаменские, турнейские, тульские, серпуховские, и
верейские отложения, интенсивно питающие резервуары северо-востока
Уральского бассейна, начиная с триаса. Ошибка времени заполнения ловушки
минимальна, особенно во Внутренней Зоне и Зоне Сброса, поскольку ловушки
сформировались раньше. Результаты моделирования генерации, эмиграции и
миграции нефти и газа позволяют оценить суммарные ресурсы пластов
Гремячинской, Западно-Тепловской, Тепловской, Токаревской, ВосточноГремячинской, Ульяновской и Цыгановской структур в объеме 179 млн. баррелей
газа (в нефтяном эквиваленте) и 89 млн. баррелей нефти.
Igneous complexes in the eastern Northern South Yellow Sea Basin and their
implications for hydrocarbon systems / Gwang H. Lee, Young I. Kwon, Chong S.
Yoon и др.
// Marine and petroleum geology. - 2006. - Vol.23, N 6.-P.631-645:ill.,tab. Bibliogr.:p.644-645.
Магматические комплексы на востоке Северного Южного бассейна Желтого
моря и их значение для углеводородных систем.
Данные многоканальной сейсморазведки на востоке Северного Южного бассейна
Желтого моря выявили наличие различных магматических и связанных с ними
объектов, таких как штоки, лакколиты, силлы, дайки, вулканические проявления и
системы гидротермальных жерл. Штоки представляют собой вытянутые
вертикальные интрузивы, характеризующиеся сейсмически мертвыми зонами с
опрокинутыми вмещающими породами и приподнятыми перекрывающими.
Лакколиты формируют широкие слаборасчлененные холмы с клиновидными
краями. Силлы отображаются как согласные высокоамплитудные отражения с
отчетливым
латеральным
распространением.
Дайки
характеризуются
крутопадающими перекрестными отражениями. Вулканические проявления,
наблюдаемые в кровле мелкого эродированного фундамента, состоят из холмов и
пиков, вероятно представляющих собой вулканы и их остатки. В статье отмечено,
что штоки и лакколиты могут формировать ловушки для углеводородов подобно
соляным диапирам. Дайки, внедренные в деформированный слой, могут создавать
ловушки сходные с ловушками формируемыми разломами. Силлы, могут
формировать служить покрышками, и кроме того увеличивать зрелость
нефтематеринских пород за счет повышенного теплового потока. Вулканические
остатки могут представлять собой резервуары. Гидротермальные жерла могут
30.
-8839
формировать каналы для миграции флюидов.
Impact of magmatism on petroleum systems in the Sverdrup basin, Canadian
Arctic islands, Nunavut: a numerical modelling study / S. F. Jones, H. Wielens,
Williamson M-C., M. Zentilli
// Journal of Petroleum Geology. - 2007. - Vol.30,N 3.-P.237-255:ill. - Bibliogr.: p.253255.
Влияние магматизма на нефтяные системы в бассейне Свердруп, Канадский
арктический архипелаг, Нунавут: изучение посредством числового
моделирования.
31.
-8609
Впервые использовано числовое моделирование для исследования взаимодействия
между нефтяной системой и интрузией силла на северо-востоке бассейна Свердруп
в канадском арктическом архипелаге. Хотя исследования углеводородов были
успешны на западе бассейна Свердруп, результаты в северо-восточной части
бассейна разочаровывают, несмотря на наличие подходящих мезозойских
нефтематеринских пород, миграционных путей и структурных ловушек, большого
количества эвапоритов. Это было объяснено 1)формированием структурных
ловушек во время инверсии бассейна в эоцене, после главной фазы генерации
углеводородов и/или 2)присутствием эвапоритовых диапиров, локально
изменивших геотермальный градиент, приведший к термальному перезреванию
углеводородов. Это исследование является первой попыткой моделирования
внедрения силла в меловом периоде в восточно-центральной части бассейна
Свердруп и исследования его влияния на нефтяную систему. Одномерная числовая
модель, сконструированная с использованием PetroMod 9.0 к, исследует влияние
рифтинга и магматизма на термальную историю и генерацию нефти в районе
скважины Depot Point L-24, на восточном острове Axel-Heiberg. Возможности
описания термальной истории ограничены отражательной способностью
витринита, данными треков деления и тектоникой. Определялись интервалы
времени, в течение которых были генерированы углеводороды и
иллюстрировались взаимодействие между генерацией углеводородов и
магматической активностью во время внедрения силла в течение раннемелового
времени. Сравнение нефтяных и магматических систем в контексте ранее
предложенных моделей эволюции бассейнов и возобновления тектонической
активности, было существенным шагом в интерпретации результатов, полученных
из скважины Depot Point L-24. Результаты моделирования показывают, что эпизод
незначительного возобновления рифтинга и широкого внедрения силла в раннем
мелу произошел после генерации углеводородов, прекратившейся около 220 Ма в
формациях Hare Fiord и Van Hauen. Следовательно, на генерационный потенциал
этих, наиболее глубокозалегающих формаций внедрение этого силла основного
состава вероятно не повлияло. Однако эта модель предполагает, что в
неглубокозалегающих нефтегазоматеринских породах, таких как формация Blaa
Mountain, быстрая генерация природного газа произошла около 125 Ма
одновременно с тектоническим обновлением и внедрением силла в восточноцентральной части бассейна Свердруп. Тщательно проведенное исследование
показывает, что внедрение силла увеличило скорость генерации углеводородов в
формации Blaa Mountain и способствовало скорее генерации газа, чем нефти.
Italiano F.
Gas geochemistry as a tool to investigate the Earth's degassing through volcanic and
seismic areas: the soul of the 8th International Conference on gas geochemistry / F.
Italiano, W. D'Alessandro, M. Martelli
// Journal of Volcanology and Geothermal Research. - 2007. - Vol.165, N 1/2. - P.1-4. -
Bibliogr.: p.3-4.
Газовая геохимия как инструмент исследования дегазации Земли через
вулканические и сейсмичные области: атмосфера 8-ой международной
конференции по газовой геохимии (МКГГ).
8-я международная конференция по газовой геохимии состоялась на Сицилии 2-8
октября 2005 года. 82 участника из 14 стран представили 93 доклада,
охватывающие результаты важных исследований по газовой геохимии: от
продвижения в исследованиях по механохимической генерации газа до
практических применений к оценке влияния вулканической эмиссии на
окружающую среду; от наиболее продвинутых оценок на влияние дегазации Земли
на климатические изменения до мониторинга газовой опасности в населенных
сейсмических и вулканических областях, от генетических оценок газов,
выделяющихся в тектонических разломах до изменений, индуцированных
сейсмической активностью. МКГГ являются единственными конференциями,
полностью посвященными газовой геохимии, где ученые, приезжающие из многих
стран с различными культурами имеют возможность обменяться опытом по
множеству аспектов газовой геохимии. Газовый обмен между атмосферой и земной
поверхностью составляет важнейший аспект глобальных геохимических циклов
главных газовых компонентов (H2O, CO2, H2, CH4, S, галогенов) а также
рассеянных металлов и благородных газов. Известно, что дегазация Земли
происходит не равномерно над дневной поверхностью, а скорее концентрируется
вдоль границ плит, где динамика литосферы более интенсивная и газ из недр Земли
легче выходит к поверхности. Здесь же в наибольшей степени проявляется связь
между вулканической и сейсмической активностью. В сейсмически активных
регионах наиболее значимо проявляется дегазация СО2. В наибольших масштабах
дегазация Земли происходит через вулканические плюмы (эманации через почвы,
мофетты, вулканический пепел, вспененные воды и т.д.). Некоторые из них
особенно важны для глобальных геохимических циклов. Например, вулканическая
грязь, присутствующая в тектонически активных регионах, выделяет в атмосферу
большие количества СН4, весомые в геохимическом цикле этого компонента
вместе со значительными количествами СО2. Кроме того, природная эмиссия СО2 и
СН4 является источником парниковых газов и учитывается в моделях изменения
климата. Набор главных летучих компонентов ограничен Н2О, СО2 и СН4. Реже
преобладает N2. СО2 является продуктом дегазации мантии или химического
распада карбонатных пород Земной коры. Меньшая часть СО2 продуцируется
органическим веществом. Современные исследования показывают, что СО2 может
генерироваться под воздействием механической энергии путем диссоциации
кальцита в результате эффекта перемалывания. Говоря о СН4, возможны два
главных генерационных процесса: термогенный и биогенный (микробиальный)
изменения керогена. Источник N2 - это воздух и воздухонасыщенные воды, меньше
N2 происходит из осадков погружающейся литосферы, хотя немного вкладывает
верхняя мантия. Во время миграции летучей фазы к поверхности взаимодействие с
водоносными горизонтами играет основную роль в конечном составе газовой фазы.
Наиболее растворимые газовые компоненты (SO2, H2S, HCl и HF), присутствующие
в вулканических газах будут концентрироваться в водной фазе, в то время как
менее растворимые легкие благородные газы будут накапливаться в газовой фазе.
СО2, занимающий промежуточное положение будет сильно обогащать газы,
освобождаемые геотермальными системами. Вулканы иногда конкурируют с
антропогенными источниками эмиссии. Этна рассматривается как самый крупный
точечный источник НF атмосферы. Ежедневная эмиссия SO2 вулкана Miyakejima
32.
-9136
(Япония) во время кульминации его эруптивного кризиса 2000 - 2001 г. была
сравнима с антропогенной эмиссией всей Азии. Другой аспект воздействия
дегазации Земли на человека - токсичность таких компонентов как СО2, SO2, H2S,
летучие составляющие мышьяка, радон, радиоактивные благородные газы.
Justwan H.
Geochemical characterisation and genetic origin of oils and condensates in the South
Viking Graben, Norway / H. Justwan, B. Dahl, G. H. Isaksen
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 2.-P.213-240.
Геохимическая характеристика и генетическое происхождение нефти и
конденсатов в грабене South Viking, Норвегия.
33.
-8839
Karlsen D.A.
Petroleum migration, faults and overpressure, part 1: calibrating basin modelling using
petroleum in traps - a review / D. A. Karlsen, J. E. Skeie
// Journal of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.29,N 3.-P.227-256.
Миграция нефти, разломы и избыточное давление, ч.1: калибровка
моделирования бассейна, используя нефть в ловушках – обзор.
34.
-1376
Katz B.J.
A review and technical summary of the AAPG Hedberg Research Conference on
"Origin of petroleum - biogenic and/or abiogenic and its significance in hydrocarbon
exploration and production" / B. J. Katz, E. A. Mancini, A. A. Kitchka
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 5. - P.549556. - Bibliogr.: p.556.
Обзор и техническое резюме Гедбергской научно-исследовательской
конференции
Американской
Ассоциациии
геологов-нефтяников
"Происхождение нефти - биогенной и/или абиогенной и её значение в разведке
и производстве углеводорода".
35.
-8839
Kinetics of hydrocarbon gas generation from marine kerogen and oil: implications
for the origin of natural gases in the Hetianhe gasfield, Tarim Basin, NW China / Y.
Wang, Z. Wang, C. Zhao и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2007. - Vol.30, N 4. - P.339-356: ill., tab. - Bibliogr.:
p.354-356.
Кинетика генерации углеводородов из морского керогена и нефти
использование для выводов о происхождении природных газов на
месторождении Hetianhe Таримского бассейна на Северо-Западе Китая.
В статье приведены кинетические параметры генерации газообразных УВ (С1-5) и
метана (С1) в опытах лабораторного пиролиза в закрытых системах образцов
аквагенного ОВ и нефти из юго-запада Таримского бассейна. Диапазон
распределения энергии активации генерации углеводородов С1-5
(Eа= 59 -72
ккал, А=1.0х1014 S-1) так и С1 (Еа = 61 - 78 ккал, А = 6.06 х 1014 S-1) yже, чем для
генерации этих УВ аквагенным ОВ. Эти кинетические параметры, а также выход и
продолжительность генерации углеводородов С1-5 кембрийскими материнскими
породами, а также в результате крекинга нефти в резервуарах ордовика были
использованы
для
предсказания
в
выбранных
скважинах
вдоль
субмеридианального профиля на юго-западе бассейна. Термодинамические
36.
-428
условия для крекинга нефти и керогена моделировались в контексте геологических
выводов. Предполагается, что аквагенное ОВ начинает разрушаться при
температурах около 120оС (или 0.8% Rо) и вступает в газовое "окно" при 138оС
(или 1.05%Rо); тогда как нефть из ОВ морского генезиса начинает разрушаться
около 140оС (или 1.1 % Rо) и входит в газовое окно около 158оС (или 1.6 % Rо).
Главные геологические критерии формирования газовых залежей в Bachu Arch
(Юго-Западная депрессия Таримского бассейна) включают: газовый потенциал,
оставшийся после каледонского подъема; нефть, попавшую в ловушки и
сохранившуюся в базальной толще ордовика; обширное дробление ордовикских
резервуаров; глубины залегания резервуаров, достаточные для крекинга нефти. На
склоне Maigaiti и в Юго-Западной Депрессии газ генерировался позднее, чем в
Bachu Arch и с более высокой интенсивностью. Из кинетики генерации газа
следует, что первичным источником газа на месторождении Hetianhe была ЮгоЗападная Депрессия.
Lack of inhibiting effect of oil emplacement on quartz cementation: evidence from
Cambrian reservoir sandstones, Paleozoic Baltic Basin / N. Molenaar, J. Cyziene, S.
Sliaupa, J. Craven
// The Geological Society of America Bulletin. - 2008. - Vol.120,N 9/10. - P.1280-1295:
ill., tab. - Bibliogr.: p.1294-1295.
Недостаток сдерживающего влияния внедрения нефти на цементацию
кварца: свидетельство из кембрийских резервуарных песчаников,
палеозойский Балтийский бассейн.
37.
-4724A Leuangthong O.
Geostatistical modelling of McMurray oil sands deposits / O. Leuangthong, E.
Schnetzler, C. V. Deutsch
// CIM Bulletin: Technical papers. - 2007. - Febr.2006 to Jan.2007. - P.240-246: ill. Bibliogr.:p.246.
Геостатистическое моделирование залежей нефтеносных песчаников МакМюррей.
В формации МакМюррей в залежах нефтеносных песков Атабаски в Северной
Альберте содержатся вторые по величине в мире доказанные запасы сырой нефти.
В составе формации выделяются толщи, сформированные в трех различных
обстановках осадконакопления: морских, эстуариевых и русловых. Оценка
ресурсов нефтяных песков традиционно основывается на полигональной схеме и
методе инверсных расстояний. Эти методы просты и удобны в практическом
применении, но не дают возможности оценивать их неопределенность. В статье
описывается моделирование формации МакМюррей с использованием
современных геостатистических методов. Геостатистическое моделирование
должно быть выполнено в пределах однородных геологических фаций.
Методология геостатистического моделирования в каждой идентифицированной
фации включает: 1)подбор наиболее подходящих преобразований для оптимизации
корреляции стратиграфических подразделений; 2) определение представительных
распределений методами декластеринга и предрасположенности к определенным
оценкам; 3) моделирование пространственного распределения битуминозности,
крупности зерен, водонасыщенности и других петрофизических характеристик; 4)
приблизительная оценка и перекрестная проверка на достоверность результатов
моделирования; 5) моделирование количественной оценки битуминозности и
крупности зерен в условиях неопределенности и 6) проверка результатов
38.
-9136
моделирования по сравнению с исходными данными и по сравнению с моделями
кригинг - анализа. Эти шаги детально описаны. Обсуждается также применение
этих моделей для оцифровки неопределенностей с целью обоснования
классификации ресурсов.
Leythaeuser D.
Molecular memory effects recording the accumulation history of petroleum reservoirs:
a case study of the Heidrun Field, offshore Norway / D. Leythaeuser, Keuser Ch., L.
Schwark
// Marine and Petroleum Geology. - 2007. - Vol.24,N 4. - P.199-220:ill.,tab. - Bibliogr.:
p.219-220.
Эффекты молекулярной памяти, записавшие историю аккумуляции
нефтяных резервуаров: детальное исследование месторождения Хейдрун,
прибрежная зона Норвегии.
39.
-9136
Неподвижная часть нефти, занявшая поровое пространство песчаных резервуаров,
большей частью представлена видимыми вкраплениями и как показано настоящим
исследованием, содержит геохимические сигналы, записавшие историю их
заполнения. Ключ к разгадыванию этих сигналов -последовательная экстракция
таких вкраплений остаточной нефти растворителем, фильтрующимся под высоким
давлением через поровую систему образца породы. Анализы газовой
хроматографии и массовой спектроскопии (GC-MS) остаточных нефтей,
экстрагированных
из
образцов
определенных
песчаных
резервуаров
месторождения Хейдрун, расположенного в прибрежной зоне Норвегии, выявили
значительные различия в химической зрелости первых и последующих
извлеченных фракций (от 0.69 до 0.50 для отношения MPI-1, коррелирующегося с
Rc (отражательной способностью витринита), соответственно от 0.79% до 0.67%).
Гипотетически, основываясь на этой методике экстракции, можно предположить,
что вкрапления нефти из различных частей поровой системы (например, больших и
маленьких пор) сформировались отдельно. Эта интерпретация подтверждается
широким распространением песчаных резервуаров, в которых остаточная нефть
имеет зрелость, резко различную во фракциях, экстрагированных из больших и
маленьких пор одной породы. На месторождении Хейдрун распределение
песчаных резервуаров с резкой контрастностью зрелости строго контролируется их
положением в нефтяной колонке и локализацией в тектонических блоках. Эти
контрасты отражают уровни зрелости последних порций нефтей, заполнявших эту
ловушку в течение длительного периода геологического времени. Положение
образцов песчаных резервуаров, содержащих последние порции заполнения,
ограничены верхними частями нефтяной колонки. Внизу нефтяной колонки
поровые системы всех резервуаров содержат нефтяные вкрапления одинаковых
уровней зрелости, несмотря на размеры пор. Это распределение,
предположительно,
отражает
раннюю
стадию
истории
аккумуляции
месторождения Хейдрун. Более того, резервуары, запечатанные в четырех
исследованных тектонических блоках, каждый из которых контролируется
ограничивающими разломами, не заполнялись в течение тех же стадий истории
аккумуляции. В итоге, настоящее исследование показывает, что включения нефти,
в зависимости от их локализации в поровой системе индивидуальных песчаных
резервуаров, могут сохранить эффекты молекулярной памяти, которые позволяют
реконструировать историю аккумуляции нефтяных залежей.
Li M.
Introduction to the geology of giant gas fields in China / M. Li, J. Dai
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 4/5. - P.307-308.
Введение в геологию гигантских газовых месторождений в Китае.
40.
-1376
Lonoy A.
Making sense of carbonate pore systems / A. Lonoy
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N9.P.1381-1405:. - Bibliogr.:p.1404-1405.
Системы пористости карбонатов.
41.
-7677
Наиболее широко используемые системы классификации пористости для
карбонатных резервуаров ограничены тем, что отношение между пористостью и
проницаемостью слабо определено. Существующие схемы классификации во
многих случаях не учитывают седиментологию, диагенез и текучесть. Для многих
карбонатных резервуаров сложно создать прогнозные модели распределения
качества резервуара, что приводит к значительным неточностям при подсчете
углеводородных ресурсов. В статье приводится новая система классификации
пористости карбонатных резервуаров, основанная на эмпирических данных
главным образом из Европы и Ближнего Востока. Новая классификация использует
элементы существующих систем и вводит ряд новых элементов. Она включает 20
классов пористости, которые показывают прогнозные отношения между
пористостью
и
проницаемостью.
Классификация
комбинирует
седиментологические и диагенетические факторы со свойствами текучести, что
позволяет предсказывать критические параметры резервуара, основываясь на
седиментологических и диагенетических моделях.
Lu Z.
Iodine ages of pore waters at Hydrate Ridge (ODP Leg 204), Cascadia Margin:
implications for sources of methane in gas hydrates / Z. Lu, H. Tomaru, U. Fehn
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.267,N 3/4. - P.654-665: ill., tab. Bibliogr.: p. 664-665.
Возрасты йода в пористых водах Гидратного Хребта (Проект океанического
бурения, рейс 204), окраина Каскадиа: значения для источников метана в
гидратах газа.
42.
-1376
Maerten L.
Chronologic modeling of faulted and fractured reservoirs using geomechanically based
restoration: technique and industry applications / L. Maerten, F. Maerten
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N8.P.1201-1226.
Хронологическое моделирование разломных и трещинных коллекторов,
используя основанную на геомеханике реконструкцию: применение в технике
и промышленности.
43.
-1376
Mann P.
Introduction to the Maracaibo Basin theme issue / P. Mann, A. Escalona
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N 4. P.443-444.
Введение к тематическому выпуску по бассейну Maracaibo.
44.
-8289
Matsumoto R.
Cold seeps and gas hydrates: preface / R. Matsumoto, U. Fehn
// Journal of Geochemical Exploration. - 2007. - Vol.95, N 1/3. - P.VII-VIII.
Холодное просачивание и газогидраты.
45.
-1376
Специальный выпуск "Холодное просачивание и газогидраты" - собрание восьми
статей, шесть из которых (R. Takeuchi et al.,Y. Chen et al., T. Toki et al., H. Tomaru et
al., U. Fehn et al., and H. Saito and N. Suzuki) были представлены на сессии
"Геология, геохимия, микробиология природных газогидратов и связанных с ними
метановых сипов" Гольдшмитовской конференции проведенной в Курашики,
Япония, в сентябре 2003 года. Газогидраты - похожие на лед твердые вещества, в
кристаллической решетке которых, сформированной молекулами воды, включены
легкие углеводородные газы, состоящие из метана и подчиненных количеств этана
и высокомолекулярных углеводородов. Газогидраты широко распространены в
морских отложениях континентальных склонов и в зонах вечной мерзлоты.
Считается, что очень большие количества углерода накопились как "твердый газ" в
мелководной геосфере. С ними связано широко распространенное явление
освобождения богатых метаном флюидов холодным просачиванием (seepage) или d
грязевых вулканах, как в морских, так и в континентальных условиях. Находки
газогидратов привлекают растущий интерес научной общественности в связи с
глобальным углеводородным циклом и изменениями окружающей среды, с одной
стороны, и как возможные энергетические ресурсы, с другой. Более десяти лет
проводятся обширные исследования газогидратов, холодных "сипажей" и таких,
связанных с ними явлений, как хемосинтетические сообщества и бактериальные
маты, а так же и грязевые вулканы - как проявления активности метана и
газогидратных аккумуляций на дне океана. Сессия Гольдшмитовской конференции
была организована для обобщения различных данных по участкам холодного
просачивания и связанным с ними явлениям для улучшения наших представлений
о газогидратных и метановых системах.
McDonnell A.
Paleocene to Eocene deep-water slope canyons, western Gulf of Mexico: further
insights for the provenance of deep-water offshore Wilcox Group plays / A. McDonnell,
R. G. Loucks, W. E. Galloway
// AAPG Bulletin / Amer. Assoc. of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 9. P.1169-1189: ill. - Bibliogr.: p.1186-1189.
Глубоководные с уклонами каньоны от палеоцена до эоцена на западе
Мексиканского
залива:
дальнейшее
понимание
области
питания
глубоководных прибрежных свободных ходов группы Вилкокс.
46.
-7677
Methane efflux from marine sediments in passive and active margins: estimations
from bioenergetic reaction-transport simulations / A. W. Dale, Van Cappellen P., D.
R. Aguilera, P. Regnier
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.265,N 3/4. - P. 329-344: ill., tab. Bibliogr.: p.342-344.
Эманация метана из морских отложений пассивных и активных
континентальных окраин: оценки - от биоэнергетической реакции к
стимуляции переноса.
Упрощенная версия модели кинетико-биоэнергетической реакции анаэробного
47.
-6893
окисления метана (АОМ) в морских осадках [A.W.Dale, P. Regner,P. Van Capellen,
P., 2006. Bioenergetic controls on anaerobic oxidation of methane (AOM) in coastal
marine sediments: a theoretical analysis. Am. J. Sci. 306, 246-294.] использована для
оценки влияния процессов переноса на распределение биомасс, уровней АОМ и
эманации освобождающегося с океанического дна метана. Эта модель детально
представляет
функциональные
группы
микробов,
кинетические
и
биоэнергетические ограничения путей вовлечения в микробное АОМ.
Моделирование иллюстрирует доминирующий контроль режима переноса на
активность и полноту АОМ. Восходящее движение флюидного потока в активных
системах просачивания ограничивает АОМ узкой подповерхностной реакционной
зоной и поддерживается высокими темпами окисления метана. Напротив, при
молекулярной диффузии, ведущей к более глубоким и более широким зонам АОМ,
отличающимися более низкими уровнями и биомассами преобладает перенос с
поровыми водами. В стационарных условиях менее чем 1% восходящего
растворенного метана расходуется на насыщение столба воды, независимо от
режима переноса. Однако внезапное увеличение в адвективном потоке
растворенного метана, например в результате дестабилизации метановых гидратов,
может быть вызвано скоротечной утечкой метана из осадка. Донная эманация
растворенного метана связана с медленным ростом кинетики АОМ и длится в
течение 60 лет. Однако этот промежуток времени очень мал, чтобы его принять в
расчет для значительного исчезновения метана поровых вод, последовавшего за
растворением гидратов, сопровождающим палеоцен/эоценовый температурный
максимум.
Meyer R.
Permeability anisotropy and heterogeneity of a sandstone reservoir analogue: an
estuarine to shoreface depositional system in the Virgelle Member, Milk River
Formation, Writing-on-Stone Provincial Park, southern Alberta / R. Meyer, F. F. Krause
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2006. - Vol.54, N4.-P.301-318.Bibliogr.:p.316-318.
Анизотропия и неоднородность аналога песчаникового коллектороа: от
эстуариевой до осадочной системы берегового склона в пачке Вирджелл,
формация Милк-Ривер, местный парк Writing-on-Stone, южная Альберта.
48.
-9136
Mikes D.
Standard facies models to incorporate all heterogeneity levels in a reservoir model / D.
Mikes, C. R. Geel
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23, N 9/10. - P.943-959: ill.,tab. Bibliogr.: p.959.
Модель стандартных фаций для объединения всех уровней гетерогенности в
модели резервуара.
Конструированию моделей резервуаров мешает то, что керн и скважина
характеризуют только часть объема резервуара. Это затрудняет выявление
характерных признаков фаций - морфологии, размера, распространения, внутри- и
внешнефациальных границ, их латеральной изменчивости. Кроме того, эти
характеристики являются критическими для флюидопотока и должны быть
обязательно включены в модель резервуара. Авторы предлагают систематическое
описание геометрии и распространения фаций. И наконец, предлагают
использование стандартных моделей фаций, которые априори содержат все
элементы и границы фаций для типизации окружающих пространств залежей.
49.
-8348
Milkov A.V.
Geochemical evidence of secondary microbial methane from very slight biodegradation
of undersaturated oils in a deep hot reservoir / A. V. Milkov, L. Dzou
// Geology. - 2007. - Vol.35, N 5. - P.455-458: ill. - Bibliogr.: p.458.
Геохимические признаки происхождения вторичного метана в процессе
слабой биодеградации ненасыщенных нефтей в глубоких прогретых
резервуарах.
50.
-1376
Редко встречающиеся зрелые ненасыщенные нефти с низким газосодержанием
подтверждают вторичную микробную генерацию метана в процессе слабой
биодеградации в глубоких прогретых резервуарах гидросферы бассейна
Мексиканского залива. В трижды изученных пробах газа метан обогащен изотопом
13
С (δ13С изменяется от -63‰ до -64‰) относительно чистого термогенного метана
(оценка δ13С изменяется от -71‰ до -67‰) и чистого метана первично микробного
происхождения (δ13С составляет -68‰). Оценки 13С углекислого газа, входящего в
состав газов, имеют отрицательную корреляцию с оценками δ13С чистого
термогенного метана. Метан необычно обогащен тяжелым изотопом водорода по
сравнению с сопутствующим этаном. Некоторые экстрагированные нефти
обеднены длинноцепочечной щелочной ароматикой. Данные геохимические
признаки подтверждают анаэробную деградацию нефти и последующую редукцию
углекислого газа в пользу метана. Выясненные специфические геобиологические
особенности вторичной микробной генерации метана могут иметь отношение к
накоплению некоторых самых крупных в мире газовых и газогидратных залежей.
Nadeau P.H.
Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: a global perspective on porosity-depth
and porosity-permeability relationships: reply / P. H. Nadeau, S. N. Ehrenberg
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N5.P.811-813.-Bibliogr.:p.813
Песчаниковые против карбонатных нефтяных коллекторов: глобальная
перспектива на взаимоотношение пористость-глубина и пористостьпроницаемость: ответ.
51.
-8609
Natural emissions of methane from geothermal and volcanic sources in Europe /
G. Etiope, T. Fridriksson, F. Italiano и др.
// Journal of Volcanology and Geothermal Research. - 2007. - Vol.165, N 1/2. - P.76-86:
ill.,tab. - Bibliogr.: p.85-86.
Природная эмиссия метана из геотермальных и вулканических источников в
Европе.
Установлено, что эмиссия метана при дегазации литосферы является важным
компонентом атмосферных парниковых газов природного происхождения. В
глобальном отношении геологические источники обусловлены, главным образом,
выделениями из осадочных бассейнов, обогащенных углеводородами и, в меньшей
степени из геотермально - вулканических потоков. Эта работа дает первую оценку
эмиссии метана в составе геотермально-вулканических компонентов на уровне
европейского континента. В Европе геотермальные системы имеются в 28 странах
и, по крайней мере, в 10 из них имеется множество поверхностных проявлений
геотермальной деятельности (гейзеры, мофетты, газовые эманации). Если прямые
измерения содержаний метана в потоке возможны лишь на нескольких небольших
52.
-1376
участках в Италии, то изрядное количество данных по СО2, СН4 и составу пара и
потоков из геотермальных проявлений имеются сегодня для 6 стран (Чехия,
Германия, Греция, Исландия, Италия, Испания). Имеющиеся данные были
проанализированы и позволили сделать первую осторожную оценку эмиссии
метана в атмосферу около 10000 т/год (4000-16000 т/год), с площади менее чем
4000 км2, с предполагаемым верхним пределом около 105 тонн/год. Только от 4 до
18% осторожной оценки (около 720 т/год) обязано 12 европейским вулканам, где
концентрация метана в вулканических газах составляет около нескольких десятков
pp/mv. Вулканы не являются, таким образом, важнейшим источником метана. В то
же время наибольшая эмиссия приурочена к геотермальным участкам, которые
могут быть расположены рядом с вулканами или независимо от них. Здесь
неорганический
синтез,
термометаморфизм
и
термальная деструкция
органического вещества являются основными. Поток метана из небольших
отдельных кратеров может достичь сотен т/год. Геотермальный метан
высвобождается, главным образом, в трех странах, расположенных в главных
регионах с высоким тепловым потоком: Италия, Греция и Исландия. Похоже, что
четвертым по величине вкладчиком является Турция, но абсолютное отсутствие
данных не дает возможности оценить какую-либо эмиссию. Реальные масштабы
геотермально-вулканической эмиссии метана оцениваются на уровне 105 т/год,
достигающем размеров некоторых других природных источников, таких как
лесные пожары или дикие животные.
New insights into the volume and pressure changes during the thermal cracking of
oil to gas in reservoirs: implications for the in-situ accumulation of gas cracked
from oils / H. Tian, X. Xiao, Wilkins R.W.T., Y. Tang
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 2. - P.181200: ill., tab. - Bibliogr.: p.199-200.
Новый взгляд на изменения объёма и давления во время термального
крекинга нефти в газ в коллекторах: значения для аккумуляции газа,
расщеплённого из нефти, на месте образования.
53.
-7677
Noble gas anomalies related to high-intensity methane gas seeps in the Black Sea /
C. P. Holzner, D. F. McGinnis, C. J. Schubert и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.265,N 3/4. - P. 396-409: ill., tab. Bibliogr.: p.408-409.
Аномалии
благородных
газов,
связанные
просачиванием метана в Черном море.
с
высокоинтенсивным
С целью исследования переноса и газового обмена в пузырьковом потоке водного
столба над рядом участков высокоинтенсивного просачивания метана в Черном
море были проанализированы растворенные благородные газы и тритий. Эти
процессы влияют на эмиссию морского метана в атмосферу и потепление климата.
Исследованные площади расположены в палеодельте Днепра, к западу от Крыма и
во впадине Сорокина в зонах грязевых вулканов, юго-восточнее Крыма. На
профилях концентраций благородных газов над местами активного просачивания
обнаружены контрастные аномалии, по сравнению с профилями, где дегазация
отсутствует. Сверхнасыщенность легкими благородными газами гелием и неоном,
зафиксированная у морского дна интерпретирована в качестве эффектов
газообмена между водой и поднимающимися пузырьками. Снижение
концентрации тяжелых благородных газов - аргона, криптона и ксенона,
определенных над активными, выделяющими пузырьки грязевыми вулканами, по-
54.
-1376
видимому, связано с инъекциями флюидов, обедненных благородными газами,
поднимающимися в водной колонне за счет небольшой разницы по плотности. В
обоих случаях аномалии благородных газов четко фиксируют специфические
процессы эманации, трудноопределимые другими методами. Гелий накапливается,
главным образом в глубоких водах Черного моря благодаря терригенной
составляющей.
Хотя,
исключительно
высокие
концентрации
гелия,
наблюдающиеся над одним из участков просачивания, свидетельствуют о
локальном восходящем потоке гелия, большая часть которых, по-видимому,
являются незначительными источниками терригенного гелия. Анализы
благородных газов осадочных поровых вод вблизи грязевых вулканов
обнаруживают широкие вертикальные диапазоны концентраций гелия. Изотопный
состав гелия поровых вод указывает на коровое происхождение гелия, в то время
как глубокие воды Черного моря содержат небольшое количество компонентов
мантийного типа.
North Slope, Alaska: source rock distribution, richness, thermal maturity, and
petroleum charge / K. E. Peters, L. B. Magoon, K. J. Bird и др.
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N2.P.261-292:ill.,tab. - Bibliogr.:p.289-292.
Северный склон Аляски: распространение нефтематеринских пород, их
обогащенность ОВ, термальная зрелость и нефтяная нагрузка нефти.
Четыре нефтематеринские стратиграфические подразделения морского генезиса
охарактеризованы и закартированы в глубоких горизонтах для лучшего понимания
генезиса и распределения нефти на северном склоне Аляски. Эти
нефтематеринские породы морского происхождения, от более древних к более
молодым, включают четыре интервала: 1) средне-верхнетриасовую формацию
Shublik, 2) базальную серию в юрско-нижнемеловых сланцах Kingak, 3)меловые
галечные галькосодержащие глинистые сланцы и 4)меловые глинистые сланцы
Hue. Геологические разрезы для более чем 60 скважин, валовое содержание Сорг и
пиролиз, методом Rock-Eval 1183 образцов из 125 интервалов нефтематеринских
пород были использованы для картирования современной мощности каждой
нефтематеринской толщи, количества Сорг, качества (водородный индекс) и
термальной зрелости (Тмах) органического вещества. Основываясь на
представлениях о балансе масс углерода и региональном распределении Сорг,
предлагаемые
карты
количественных
и
качественных
характеристик
нефтематеринских пород были использованы для установления масштабов
превращения керогена в нефть и для картирования исходного Сорг и начального
водородного индекса (HI0) предшествующих термальному созреванию.
Количество и качество исходного органического вещества, способного
генерировать нефть в нефтематеринских породах формации Shublik, обычно
превышает таковое в других стратиграфических подразделениях (чаще всего
Сорг>4% и HI>600 мг УВ/г Сорг), хотя все они являются источниками для
некоторого количества нефти для северного склона. Мы использовали методы
Rock-Eval и гидропиролиз для расчета оценки масштабов генерации и эмиграции
нефти для каждой из четырех нефтематеринских толщ пород на исследуемой
территории. Не пытаясь устанавливать корректность методов, мы пришли к
выводу, что расчеты, основанные на пиролизе Rock-Eval, завышают масштабы
генерации и эмиграции нефти вследствие низкого давления и быстрого удаления
продуктов термодеструкции путем отвода газа. Это снижает образование
межмолекулярных связей и формирование пиробитумов, образующихся в
природных условиях при созревании ОВ в процессе погружения. Масштабы
55.
-1376
генерации и эмиграции нефти, основанные на гидропиролизе в данном случае,
могут быть высоко адекватны природным.
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.
56.
-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.
57.
-9136
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.
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.
58.
-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.
59.
-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.
60.
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.
-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 T h 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
61.
-1376
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.
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.
62.
-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.
63.
-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
64.
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 С28/С29 и диа/регулярных стеранов юрские и нижнемеловые карбонатные породы. Нефти месторождений второй
группы происходят из нижнеюрских или более древних нефтематеринских
глинистых пород.
-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
коллекторах.
65.
-525
проницаемость
в
жидко-фазовую
воду
в
нефтяных
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.
66.
-7577
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
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.379381.
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
67.
-7577
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 досреднемиоценовая миграция флюидов через сеть трещин происходила отдельными
фазами.
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.
68.
-1376
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.
Underdown R.
Petroleum generation and migration in the Ghadames Basin,north Africa: a twodimensional 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.
69.
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 центральнозападной 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.
-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.112.
Избыток нейтрального давления в результате распада гидратов метана в
морских отложениях: теоретический подход.
70.
-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
71.
-9136
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.
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.
72.
-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.
73.
-9441
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.
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.
Абилхасимов Х.Б.
Закономерности пространственного размещения природных резервуаров
Прикаспийской впадины / Х. Б. Абилхасимов
// Геология нефти и газа. - 2007. - №6.-С.11-17,[3] л.ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст
парал.рус.;англ.
74.
-5746
75.
Б75324 Абукова Л.А.
Возможные механизмы формирования зон нефтегазонакопления в Тиманском
фундаменте / Л. А. Абукова
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северовостока Европейской части России . - М., 2007. - С.7-10.
76.
-9741
Абукова Л.А.
Нисходящая миграция подземных вод и углеводородов в осадочных
нефтегазоносных бассейнах / Л. А. Абукова
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №10.С.23-31:ил.,табл. - Библиогр.:17 назв.
77.
-9741
Авилов В.И.
Газобиохимические аспекты проблем нефтегазообразования / В. И. Авилов, С. Д.
Авилова
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №6.С.4-8. - Библиогр.:10 назв.
78.
-5746
Алиев А.И.
Грязевые вулканы - очаги периодической газогидродинамической разгрузки
быстропогружающихся осадочных бассейнов и важные критерии прогноза
газоносности больших глубин / А. И. Алиев
// Геология нефти и газа. - 2006. - №5.-С.26-32:ил. - Библиогр.:3 назв.
К настоящему времени установлено, что грязевые вулканы приурочены к наиболее
активным тектоническим зонам молодых депрессий с непрерывным накоплением
мощной толщи молассовых формаций при наличии крупных скоплений газа и
аномально высоких пластовых давлений. Грязевые вулканы в пределах ЮжноКаспийской впадины сконцентрированы в основном в бортовых и прибортовых
частях и приурочены к антиклинальным зонам, осложненным продольными
разрывами. Непрерывное накопление мощных осадков и интенсивная генерация
УВ в Южно-Каспийской впадине приводит к значительному росту пластовой
энергии, разгрузка которой продолжается и в настоящее время виде восходящих
источников. Грязевые вулканы наиболее развиты на западном борту ЮжноКаспийской впадины, окаймляющем область максимальной мощности осадочного
чехла. Грязевые вулканы Азербайджана приурочены к разломам земной коры и
79.
импульсом для их извержения служат землетрясения, что было подтверждено при
анализе данных о землетрясениях и бурных грязевулканических извержениях с
1810 года. Грязевой вулканизм свидетельствует об интенсивной генерации и
аккумуляции УВ-газов в недрах, причем извержения происходят в зонах
преимущественно глинистых образованиях, где скапливаются значительный объем
газа. В областях развития грубых молассовых образований и карбонатных пород в
связи с благоприятными условиями дегазации извержений грязевых вулканов не
происходит. Интенсивные грязевулканические проявления в Южно-Каспийской
впадине в основном связаны с нижним этажом нефтегазоносности, где имеются
благоприятные условия для генерации, аккумуляции и консервации УВ-газов, а
мощная глинистая толща палеогена - миоцена служит надежной покрышкой для
сохранения крупных скоплений газа. Верхний этаж нефтегазоносности в
деятельности грязевых вулканов участвует в наиболее погруженных зонах, где
газоносные горизонты характеризуются сверхвысокими пластовыми давлениями.
-10036 Амельченко Н.Б.
Нетрадиционные ловушки углеводородов в нефтегазоносных комплексах
Башкирского Приуралья / Н. Б. Амельченко
// Георесурсы. - 2007. - №4.-С.20-23:ил. - Библиогр.:с.23.
80.
В54186
Анизотропия свойств пород природных резервуаров нефти и газа и
возможные методы ее оценки / Ф. С. Ульмасвай, В. И. Рыжков, Е. А. Сидорчук,
С. А. Добрынина
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.249.
81.
Г22389 Анисимов Л.А.
Распространение и генезис высокосернистых нефтей / Л. А. Анисимов
// Природные битумы и тяжелые нефти. - СПб., 2006. - С.17-32:табл. Библиогр.:с.30-32(45 назв.).
82.
В54167
Аномалии метана на шельфе арктических морей России / Н. Е. Шахова, И. П.
Семилетов, А. Н. Салюк и др.
// Дальневосточные моря России. - М., 2007. - Кн.2: Исследования морских
экосистем и биоресурсов. - С.353-364: ил. - Библиогр.: с.363-364.
83.
-5746
Астафьев Д.А.
Грабен-рифтовая система и размещение зон нефтегазонакопления на севере
Западной Сибири / Д. А. Астафьев, В. А. Скоробогатов, А. М. Радчикова
// Геология нефти и газа. - 2008. - №4.-С.2-8:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст
парал.рус.,англ.
84.
-5746
Астафьев Д.А.
Тектонический контроль газонефтеносности полуострова Ямал / Д. А. Астафьев,
В. А. Скоробогатов
// Геология нефти и газа. - 2006. - №2.-С.20-29:ил. - Библиогр.:5 назв.
Полуостров Ямал является крупным районом развития газодобычи на севере
Западной Сибири, в недрах которого остается значительная часть неразведанных
запасов УВ. Анализ закономерностей размещения разнофазовых и различных по
размерам месторождений и условия формирования и сохранности залежей УВ
позволил установить, что структурно-тектонический фактор является главным
85.
86.
-5746
критерием контроля нефтегазоносности недр Ямала. Влияние литологического,
стратиграфического, дизъюнктивного, гидродинамического и других факторов
будет подчиненным, т.е. только в контурах антиклинальных структур, структурных
носах, террасах. О тектонике полуострова Ямал в настоящее время можно судить
по результатам по результатам региональных и поисково-разведочных работ на
нефть и газ. Территория полуострова охвачена магнито - и гравиразведкой, сетью
региональных профилей МОГТ и пересечена профилями глубокого сейсмического
зондирования. Исследования строения осадочного чехла и фундамента севера
Западной Сибири, выполненные с учетом новых взглядов на глубинный механизм
формирования осадочных бассейнов, вызывающий деструкцию и погружение
земной коры в результате рифтогенных процессов, блоковую расчлененность,
неравномерное погружение отдельных блоков, вызванной спредингом в
океанических рифтах, позволили уточнить тектоническую модель полуострова
Ямал. Элементами уточнения являются: вывод о деструкционно-дизъюнктивноблоковом строении фундамента, переходного комплекса и нижней части
осадочного чехла; признаки латеральной аккреции в осадочном чехле в виде
конседиментационных структур; дополнительные грабен-рифты и структурные
зоны. Все эти элементы выделены по материалам сейсморазведки и бурения. В
тектонике полуострова Ямал установлена разветвленная система континентальных
грабен-рифтов триас-раннеюрского возраста. Главным результатом процесса
рифтогенной деструкции блоков являются неравномерное погружение,
расчленение гетерогенного фундамента и конседиментационное на фоне
глобальной аккреции литосферы формирование мегавалов и антиклиналей, в
пределах которых формировались крупные зоны газонефтенакопления. В
межграбеновых блоках прогнозируются месторождения УВ, залежи которых
должны быть приурочены к ловушкам антиклинального типа, осложненных
литологическими, стратиграфическими и тектоническими экранами.
Афанасьев Ю.В.
Форма и генезис слоистой неоднородности продуктивных ловушек / Ю. В.
Афанасьев
// Геология нефти и газа. - 2006. - №2.-С.30-35. - Библиогр.:4 назв.
Слоистая неоднородность продуктивных ловушек проявляется в закономерном
изменении по разрезу ФЕС, вторичной минеральной и битумной цементации,
содержании микроэлементов, плотности флюида и др. Для статистического анализа
степени слоистой неоднородности введен ряд показателей: средняя эффективная
мощность, коэффициент расчлененности, коэффициент песчанистости. Объектом
исследования выбран песчаный пласт Д1 и карбонатный разрез турнейского яруса
на месторождениях Татарии и Башкирии. На основании анализа сделан вывод о
связи слоистости с ритмичностью геотектонического режима осадконакопления.
Другой тип слоистости связан с вторичными процессами окис, протекающими на
контакте вода - углеводородный флюид и углеводородный флюид - газ. Данный
тип слоистости является наложенным на литофациальную неоднородность разреза
и проявляется в виде закономерной последовательности плотносцементированных
минерально-битумных слоев мощностью до нескольких метров. В разрезе залежи
может быть несколько характерных уплотненных прослоев с минерально-битумной
цементацией, что, возможно, связано с количеством этапов дискретного
поступления углеводородов в ловушку.
В54109 Баженова О.К.
Органическая геохимия на службе нефтепоисковой геологии / О. К. Баженова, Т.
К. Баженова
// Геологические и технологические предпосылки расширения ресурсов
углеводородного сырья в Европейской части России. - М., 2006. - С.173-179: ил.
87.
88.
-10036 Баренбаум А.А.
Нефтегазообразование и климатический процесс / А. А. Баренбаум
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.13-15:ил. - Библиогр.:с.15.
-9800
Образование нефтегазовых скоплений обусловлено двумя физико-химическими
процессами: 1) экстракцией подземными водами подвергшейся катагенезу и
диагенезу органики осадочных пород, 2) поликонденсационными реакциями
синтеза УВ из гидрокарбоната, поставляемого с поверхности метеогенными
водами. Каждый из этих процессов в значительной степени определяет состав УВ
нефти. Геохимический круговорот, определяющий устойчивость системы, требует
вывода из активного обмена излишков подвижного углерода (и воды) и их
фиксацию во временных "резервуарах", в качестве которых выступают Мировой
океан, биота, атмосфера, почвы, породы земной коры и мантии. В соответствии с
эмпирическими данными, равновесие биосферного цикла определяется
взаимообменом углеродом между различными "резервуарами" системы со
скоростью (2,7±0,1)ґ1017 г/год (что совпадает со скоростью круговорота кислорода
в атмосфере и воды в подземной гидросфере). Соответственно, при активном
извлечении из недр углерода (углеводородного сырья) в объемах, превышающих
его поступление за счет естественной циркуляции, человек активно влияет на
региональные процессы генерации нефти и газа. Восполнение ресурсов
нефтегазовых месторождений возможно при условии, когда темпы извлечения УВ
из залежей не превышают темпы их естественного пополнения. При этом
потребление УВ должно происходить в пределах того же гидрогеологического
бассейна, что и их добыча. Транспортировка УВ сырья приводит к мировому
перераспределению восполняемых запасов из добывающих регионов в регионы
потребляющие. Кроме того прогнозируется тенденция смещения крупных
скоплений УВ в акватории Мирового океана (глубоководный шельф и
материковый склон) за счет регионального выноса углерода водами подземного
стока.
Бекжанов Г.Р.
Новое в теории формирования Прикаспийского сверхглубинного осадочного
бассейна,процессов газонефтеобразования и рудоносности осадочных толщ / Г. Р.
Бекжанов, В. Н. Любецкий
// Руды и металлы. - 2007. - №4.-С.66-75. - Библиогр.:4 назв.
Модели газонефтеобразования крупнейших эталонных месторождений имеют
широкий выход на решение большого круга прикладных и поисковых задач, В
числе особо важных новых теоретических разработок - следующие: обоснование
необходимости совершенствования метода сейсмических исследований глубоких
частей прогиба для выявления индивидуальных сейсмических характеристик
карбонатных толщ на глубинах 5-10 км; вывод о тесной связи соле- и
нефтеобразования с дезинтеграцией карбонатных толщ внедряющейся солевой
рапой; отсюда следует, что объем ожидаемой нефти не всегда пропорционален
объему карбонатной толщи на подсолевом уровне или, иными словами, учет
объема карбонатной "платформы" ниже соли не является критерием для оценки
перспектив структуры на углеводороды; заключение о том, что центральную часть
Прикаспийской
впадины,
где
максимальными
были
флюидопотоки
восстановительных газов и солеобразование, высока вероятность наличия
подсолевых карбонатных толщ, нельзя исключать из состава высокоперспективных
нефтяных земель; вывод о локализации месторождений в высокопроницаемых для
89.
90.
-9741
-5746
восстановительных флюидопотоков карбонатных и терригенно-карбонатных
столбах существенно расширяет возможности дистанционных геофизических,
геотермических, газовых, геохимических методов для поисков такого рода
структур.
Белонин М.Д.
Механизм формирования крупной зоны газонакопления в промежуточном
комплексе севера Западной Сибири
/ М. Д. Белонин, С. В. Смирнов, А. А. Плотников
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №4.-С.11-16:ил. Библиогр.:15 назв.
Главная зона позднего газообразования (ГЗГ) в промежуточном комплексе
соответствует интервалу глубин 6.8-9.6 км и характеризуется по отражательной
способности
витринита
стадиями
катагенеза
АК1-АК3,
R0=1.6-3.0%.
Углеводородные газы ГЗГ из отложений палеозоя (Новопортовское
месторождение) и триаса (Тюменские сверхглубокие скважины СГ-6, СГ-7)
характеризуются "тяжелым" изотопным составом углерода со значениями &13
CCH4 от -32.1 до -33.9%0. Источником генерации и миграции газов поздней
генерации, характеризующихся "тяжелым" изотопным составом, были крупные
зоны погружений. Распространение газоконденсатных и сухих газов поздней
генерации соответствует интервалам температур 135-170 и 195-245оС и интервалам
пластовых давлений с Кан 1.3-1.85 и 1.7-2.1. Глубокое параметрическое бурение
дало возможность прямого исследования глубинных флюидов и подтвердило
возможность существования мощного источника углеводородных газов на
глубинах 7-8 км с общим газосодержанием ряда образцов керна свыше 360 см3/кг.
Механизм формирования крупной зоны газонакопления в промежуточном
комплексе регулируется принципиальной моделью глубинного образования и
струйной миграции газов в зоны газонакопления. Углеводородный потенциал
промежуточного комплекса по категории С3 в интервале карбонатного палеозоя по
газу 6.6 трлн. м3, по конденсату (Кизвл=0.6) - 0.23 млрд. т; в интервале триаса по
категории. Д+С3 по газу 3.0 трлн. м3.
Бембель Р.М.
Поиски и разведка месторождений углеводородов на базе геосолитонной
концепции дегазации Земли / Р. М. Бембель, В. М. Мегеря, С. Р. Бембель
// Геология нефти и газа. - 2006. - №2.-С.2-8. - Библиогр.:3 назв.
Одной из наиболее существенных особенностей пространственного распределения
залежей УВ в предлагаемой геосолитонной концепции Земли является
чрезвычайная локальность планового положения целевых геологических объектов,
контролирующих промышленные залежи УВ. Независимость размеров
геологических и извлекаемых запасов нефти и газа от площади залежи,
наблюдаемая повсеместно на месторождениях, укладывается в геосолитонную
концепцию. Феномен ураганного дебита единичных скважин на месторождении
связан с их попаданием в геосолитонные трубки, являющиеся очагами
геосолитонного излучения, которое формирует ловушку и способствует генерации
УВ. Для повышения экономической и геологической эффективности всей
технологической цепи от поисков и разведки до оптимальных схем разработки и
получения высококачественной продукции в нефтегазовой отрасли, с точки зрения
геосолитонной концепции, необходимо, прежде всего, на 1-2 порядка поднять
информативность геологоразведочных работ. Также бурение ствола скважины
должно гарантировать точное попадание забоя в целевой объект, выявленный по
геофизике.
91.
Б75324 Берлин Ю.К.
Особенности формирования осадочных бассейнов Российской Арктики / Ю. К.
Берлин, А. В. Ступакова
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северовостока Европейской части России . - М., 2007. - С.40-43.
92.
-10088 Бурлин Ю.К.
Вещественный состав осадочных формаций в нефтегазоносных бассейнах
переходных зон континент-океан / Ю. К. Бурлин
// Литология и геология горючих ископаемых. - 2008. - Вып.II.-С.254-265. Библиогр.:6 назв.
93.
-6779
Бурштейн Л.М.
Статистические оценки параметров распределения скоплений нефти по величине
в слабоизученных седиментационных бассейнах / Л. М. Бурштейн
// Геология и геофизика. - 2006. - Т.47,№9.-С.1013-1023:ил.,табл. - Библиогр.:31
назв.
94.
-5746
Былинкин Г.П.
Зависимость свойств пластовой нефти от вида разгазирования / Г. П. Былинкин,
П. А. Гужиков
// Геология нефти и газа. - 2008. - №3.-С.31-36:ил.,табл. - Библиогр.в
подстроч.примеч. - Рез.англ.
95.
Б75324 Вахнин М.Г.
Основные характерные особенности локальных структур Предуральского
краевого прогиба в связи с нефтегазоносностью / М. Г. Вахнин, Д. О. Машин
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северовостока Европейской части России . - М., 2007. - С.43-46.
96.
Б75347 Вигинский В.А.
Неотектоническая природа зонального размещения залежей углеводородов на
севере Западной Сибири / В. А. Вигинский
// Общие и региональные проблемы тектоники и геодинамики. - М., 2008. - Т.1. С.130-133: ил. - Библиогр.: 9 назв.
97.
Б75320 Вигинский В.А.
Тектоногенная (деформационная) зонность - ключевой фактор
нефтегазонакопления в осадочных бассейнах: (на прим. Азов.-Черномор. региона) /
В. А. Вигинский
// Фундаментальные проблемы геотектоники. - М., 2007. - Т.1. - С.139-142: ил. Библиогр.: с.142.
98.
-2866
Власов Г.М.
Показатели глубинного (мантийного) абиогенного происхождения нефти / Г. М.
Власов
// Отеч.геология. - 2006. - №3.-С.74-76. - Библиогр.:11 назв.
Процесс образования нефти берет свое начало задолго до появления жизни на
Земле из первозданных атомов Н, С, N и О. Данный процесс абиогенного синтеза
нефти воспроизведен в лабораторных условиях. На многочисленных примерах
известна связь крупных скоплений нефти и вулканизма. Наиболее интересными в
этом плане являются ореолы и пояса мантийных пород основного состава, такие
как внешние островные дуги, офиолитовые пояса, тафрогенные глубинные
структуры, кратоны, глубинные разломы и т.п. Отмечено сходство условий
образования нефти и алмазов.
Возраст дна,генезис,глубинное строение и методы оценки температур
генерации углеводородов Охотоморского региона / Е. В. Вержбицкий, Ю. М.
Берлин, М. В. Кононов, М. М. Марина
// Океанология. - 2006. - Т.46,№4.-С.572-583:ил. - Библиогр.:32 назв.
99.
-6951
100.
-9767
Воробьев В.Я.
Вертикальная миграция углеводородов и ее количественная оценка:(на
прим.Волго-Урал.и Сев.-Кавказ.нефтегазонос.провинций) / В. Я. Воробьев
// Недра Поволжья и Прикаспия. - 2006. - Вып.46.-С.3-9:ил. - Библиогр.:7 назв.
101.
-5746
Выявление роли допалеозойских толщ в формировании нефтеносности
Татарстана / Г. П. Каюкова, Г. В. Романов, Н. С. Шарипова и др.
// Геология нефти и газа. - 2006. - №2.-С.47-54:ил.,табл. - Библиогр.:6 назв.
Открытие разуплотненных флюидоносных интервалов в кристаллическом
комплексе Татарстана, наличие и состав ОВ в глинистых минералах зон
деструкций, многочисленных разломов фундамента, с которыми могут быть
связаны пути миграции УВ, существенно изменили представления об условиях
формирования и сохранения залежей нефти и газа на больших глубинах.
Взаимосвязь нефтегазоносности осадочного чехла и фундамента была рассмотрена
на основе комплексного исследования вещественного состава пород и характера
распределения в них биомаркерных УВ. Для этого были изучены образцы из
разновозрастных комплексов палеозоя, архей-вендского допалеозойского
осадочного бассейна и фундамента архейского возраста комплексом методов
(пиролитическим методом Rock-Eval, экстракцией хлороформенных битумов ХБА, жидкостно-адсорбционное разделение ХБА и нефтей на фракции,
газохроматографический
и
хромато-масс-спектрометрический
анализы
насыщенных фракций). Геохимический анализ образцов битуминозных пород в
Центральной части Южно-Татарского свода и его склонах показал, что
продуктивные пласты представлены преимущественно эпигенетическими
битумами (высокое содержание ХБА, в большинстве случаев равное Сорг, а также
результаты пиролиза пород). Образцы пород фундамента крайне низким
нефтегенерационным потенциалом (низкое содержание Сорг, низкая концентрация
ХБА и низкие показатели пиролиза пород). Сравнительный анализ особенностей
состава битумов из отложений осадочного чехла и фундамента свидетельствует о
том, что битумы из пород фундамента представляют собой остаточную
высокомолекулярную часть миграционных нефтей. В составе исходной биомассы
значительную часть составлял бактериальный материал, накапливавшийся в
морских условиях в резко восстановительных обстановках. Наличие
корреляционных связей между биомаркерными параметрами битумов из
регионально продуктивного пашинского и нижнего живетского комплекса, их
сходство по ряду параметров с битумами рифея - венда и фундамента, а также
отличия от сингенетических битумов доманиковых толщ, дает основание
предполагать, что нефтеносность продуктивных комплексов в регионе
формировалась за счет двух самостоятельных источников генерации. Одним из
вероятных очагов генерации являются доманиковые породы, связанные с
бассейном карбонатной седиментации, другой источник приурочен к более
102.
-5746
103.
-5746
глубоким, возможно, допалеозойским толщам. Разломные зоны пород фундамента
служили миграционными путями нефти из очагов генерации в нефтеносные
горизонты осадочного чехла территории Татарстана.
Гаврилов В.П.
Возможные механизмы естественгного восполнения запасов на нефтяных и
газовых месторождениях / В. П. Гаврилов
// Геология нефти и газа. - 2008. - №1.-С.56-64:ил. - Библиогр.:5 назв. - Текст
парал.рус.;англ.
Гаврилов В.П.
Мобилистские идеи в геологии нефти и газа / В. П. Гаврилов
// Геология нефти и газа. - 2007. - №2.-С.41-48:ил.
Автор представляет основные результаты признания мобилистских идей в
современной нефтяной и газовой геологии. Генерация УВ может происходить
различными путями, а не только по сценарию классической осадочномиграционной теории. УВ флюид может быть генерирован непосредственно в
донных отложениях водных бассейнов рифтогенного типа под воздействием
достаточно высокого теплового потока, что не требует погружения
нефтематеринских пород на глубины 3 км и более (рифтогенная модель). В
глобальном процессе генерации нефти и газа не может быть исключен
минеральный синтез УВ, который может происходить по различным схемам.
Однако неорганическим путем синтезируется преимущественно метан, в то время
как формирование нефтей требует участия ОВ или других эффективных
катализаторов. Тем не менее, генезис нефти и газа должен рассматриваться как
смешанный (полигенетический). С учетом поясного распределения нефтяных и
газовых
месторождений
в
литосфере,
а
также
геодинамических
(плитотектонических) подходов к пониманию их генезиса, корректируются и
принципы
нефтегазогеологического
районирования
недр.
Применение
мобилистского подхода дает геологам-нефтяникам новые ориентиры в поисковом
процессе. В частности, появились нетрадиционные объекты поисков:
поднадвиговые зоны, фундамент платформ, жильные зоны нефтегазонакопления.
Все это значительно расширяет горизонты поисковой активности и дает надежду
на продолжение эпохи нефти и газа в человеческой цивилизации.
Гаврилов В.П.
Современная концепция формирования Астраханского газоконденсатного
месторождения по геолого-геохимическим данным / В. П. Гаврилов, С. И.
Голованова, М. И. Тарханов
// Геология нефти и газа. - 2006. - №6.-С.24-28. - Библиогр.:2 назв. - Текст
парал.рус.,англ.
104.
-5746
105.
В54130
Генезис углеводородных флюидов и месторождений: [сб.ст.] / РАН, Отд-ние
наук о Земле, Ин-т пробл.нефти и газа; отв.ред.: А.Н.Дмитриевский, Б.М.Валяев. М.: ГЕОС, 2006. - 314 с.,[1]л.ил.: ил.,портр.,табл. - Библиогр.в конце ст. - Рез.англ. ISBN 5-89118-377-9.
106.
В54186
Генерационный потенциал Восточно-Черноморского нефтегазоносного
бассейна: (по результатам моделирования) / О. К. Баженова, Ю. И. Галушкин, Н.
П. Фадеева и др.
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.24-25.
107.
108.
109.
В54087
-9741
Геодинамика и возможная нефтегазоносность Мезенского осадочного
бассейна / С. В. Аплонов, М. Б. Бурзин, А. Ф. Вейс и др.;
отв.ред.:С.В.Аплонов,Д.Л.Федоров; Альянс компаний-инвесторов по
регион.изуч.Мезен.синеклизы. - СПб.: Наука, 2006. - 319 с.: ил.,табл. Библиогр.:с.307-317. - Авт.указаны на обороте тит.л. - ISBN 5-02-025056-2.
Монография содержит результаты региональных геолого-геофизических
исследований, выполненных в Мезенском бассейне в период с 1999 по 2004 г.
альянсом компаний-недропользователей (ОАО "Газпром", ОАО "Лукойл", ОАО
"Татнефть", ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО "Роснефть"), а также МПР РФ и МПР
Республики Коми. С позиций геодинамического анализа и с учетом всего
комплекса новейших, а также полученных ранее геолого-геофизических данных
рассмотрены тектонические, литолого-стратиграфические, геохимические и
сейсмогеологические предпосылки нефтегазоносности Мезенского бассейна.
Выполнена количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа и
определены направления поисковых работ. Полученные результаты в корне
меняют представления о геологии Мезенского осадочного бассейна и существенно
повышают перспективы его нефтегазоносности.
Геологические условия образования "залежей газа под водой" (водоносными
отложениями) на территории бассейна Турфан-Хами на западе Китая / Цзинь
Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань, Юань Миншэн, Пан Сюнчи
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2007. - №4.-С.4-8:ил.,табл. Библиогр.:11 назв.
Распределение газа и воды в "залежах газа под водоносными отложениями"
отличается от традиционных залежей. Под залежами такого рода понимаются
скопления газа с распределением положения воды "сверху" и газа "снизу",
сформировавшиеся в условиях нетрадиционного экранирования Механизм
газонакопления здесь заметно специфический и заключается в поршневом
движении и аккумуляции газа в плотных пластах-коллекторах. Как правило, газ в
пористой среде под действием различий в плотности флюидов преодолевает
капиллярное сопротивление и мигрирует вверх. В соответствии с законом
Архимеда, когда газ экранируется ловушками, миграция прекращается и
формируется залежь газа в верхней части структуры. В том случае, когда породы
достаточно плотные, а радиус пор пластов-коллекторов достаточно мал, газ под
большим давлением заполняет их и по принципу поршневого вытеснения
продвигает пластовую воду вверх. В результате пластовая вода занимает верхнее
положение, а газ - нижнее. Когда высота столба газа достаточно велика,
формируются "залежи газа под водой". В нижне- и среднеюрских отложениях
бассейна Турфан-Хами имеются благоприятные геологические условия для
формирования скоплений газа: достаточно хорошо развитые угольные пластыисточники газа, достигшие зрелости; переслаивание материнских пород и плотных
пластов-коллекторов и наличие структурных ловушек, регулирующие соотношения
процессов генерации, миграции и образования залежей. В работе проведено
обсуждение доказательств существования таких залежей газа под водоносными
отложениями, в частности для условий бассейна Турфан-Хами.
В54107 Глебов А.Ф.
Геолого-математическое моделирование нефтяного резервуара: от сейсмики до
геофлюидодинамики / А. Ф. Глебов. - М.: Науч.мир, 2006. - 343с.,[12] л.ил.:
ил.,табл. - Библиогр.:с.330-343(216 назв.). - ISBN 5-02-002441-4.
В книге изложены научно-методические и практические приемы построения
110.
геолого-математических моделей сложнопостроенных резервуаров нефти и газа,
характеризующихся сложной морфологией, многокомпонентным составом,
неоднородными и анизотропными физическими свойствами. Особое внимание
уделено теоретическим основам геометрической сейсмики анизотропных сред и
приемам совместной интерпретации кинематических и динамических
характеристик упругих волн разного типа, представляющим собой существенный
резерв для развития адекватных геологических представлений о природных
резервуарах нефти и газа с микрослоисто-трещиноватой структурой и сложным
распределением горных и пластовых давлений. Приводится анализ и намечаются
пути преодоления основных неоднозначностей и неопределенностей, возникающих
при геолого-математическом моделировании сложнопостроенных резервуаров. В
качестве наиболее эффективного практического приема снижения неоднозначности
геолого-математической
параметризации
межскважинного
пространства
рассматриваются методы сейсмогеологического моделирования, количественной
диагностики тектоно-седиментационных режимов и секвенс-стратиграфического
восстановления истории осадконакопления. Для научных и практических
работников, занимающихся углубленным изучением и развитием методов
геологического моделирования в области разведки и разработки нефтяных и
газовых месторождений.
В54179 Глубинное строение структур дегазации на примере газо-конденсатного
месторождения-гиганта и грязевых вулканов / А. В. Горбатиков, А. Л.
Собисевич, М. Ю. Степанова и др.
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М.,
2008. - С.116-119: ил. - Рез.англ.
111.
Г22607
Гравиметрические исследования при поисках нефти и газа в Красноярском
крае / Б. В. Шибистов, Е. С. Карбовский, Д. С. Метрикин, А. П. Четвергов
// Перспективы развития нефтегазодобывающего комплекса Красноярского края. Красноярск, 2007. - С.63-65. - Библиогр.: с.65.
112.
Г22584 Греков И.И.
Проблемы типизации нефтегазоносных бассейнов Восточного Предкавказья и
Юго-Восточного Прикаспия / И. И. Греков, В. А. Лаврищев, Н. Л. Энна
// Актуальные проблемы нефтегазовой геологии. - СПб., 2007. - С.186-193: ил. Библиогр.: 16 назв.
На территории Восточного Предкавказья и южной окраины Прикаспийской
впадины выделяются Прикаспийский и Северо-Кавказский нефтегазоносные
бассейны (НГБ). Анализ строения земной коры и осадочного чехла в пределах этих
бассейнов обнаруживает статистическую связь размещения месторождений УВ в
структуре земной коры с блоковой тектоникой консолидированной коры, что
указывает на участие в формировании залежей нефти и газа "глубинных"
(нетрадиционных) источников. Отмечаются следующие особенности размещения
залежей УВ: 1. Нефтяные и нефтегазоконденсатные объекты тяготеют к блоку
континентальной коры "средней" зрелости с устойчивым геосинклинальным
режимом развития на герцинском и киммерийско-альпийском этапах, зонами
индосинийского рифтогенеза по периферии и кратковременным вовлечением его в
поднятие. 2. Газовые залежи приурочены в основном к межбассейновым
поднятиям с гетерогенным субокеаническим или "зрелым" континентальным
типами земной коры, рифтогенным или миогеосинклинальным режимом развития
на первом этапе и устойчивым геосинклинальным режимом на позднегерцинском киммерийско-альпийском этапе. Последний характеризуется минимальной
113.
114.
мощностью мезо-кайнозойского осадочного чехла и вовлечением в орогенез на
позднегерцинском и индосинийском этапах. 3. Литостратиграфические уровни
локализации УВ в мезо-кайнозойском осадочном чехле характеризуются
закономерным омоложением нижних границ продуктивного интервала от
депрессионных зон к выступам. В пределах Прикаспийского и Северо-Кавказского
НГБ предлагается различать следующие типы бассейнов: 1. Моногенные
газоуглеводородного профиля бассейны древнего континента, в т.ч.: а)
континентальных палеорифтов и надрифтовых прогибов на субокеанической коре с
устойчивой нисходящей тенденцией формирования (Сарпинский бассейн); б)
пассивных палеоокраин на зрелой (бассейн Воронежской антеклизы) или
утоненной (бассейн Гуртевского микроконтинента) континентальной коре. 2.
Полигенные бассейны активной окраины Евразии, в т.ч.: а) двухъярусные бассейны
контрастного инверсионного режима развития на "зрелой" континентальной коре с
преимущественно газовой специализацией, отвечающие зонам рифтогенеза,
последующего онтогенеза и пассивной внутриконтинентальной седиментации
(бассейн кряжа Карпинского); б) трехъярусные бассейны инверсионного режима
развития на "зрелой" континентальной коре с исключительно газовой
специализацией и следующими геодинамическими характеристиками природных
резервуаров: 1/ тылового бассейна активной окраины и отраженной складчатости,
пассивной окраины и отраженного суборогенного поднятия (бассейн
Ставропольского свода); 2/ раннегерцинского столкновения плит, фронтального
поднятия герцинской активной окраины андского типа, пассивной окраины и
межконтинентального орогенного поднятия (бассейн Большекавказского
орогенного поднятия); в) многоярусные бассейны преимущественно нисходящего
режима развития на утоненной континентальной коре с преимущественно
нефтяной специализацией, в строении которых принимают участие образования
(снизу вверх): тыловой (миогеосинклинальной) зоны активной окраины,
индосинийских континентальных прогибов рифтингового и надрифтингового
развития, пассивной окраины и внутриконтинентальных и предгорных прогибов
(Восточно-Предкавказский бассейн).
В54131 Дегазация Земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих
ископаемых: тез.Междунар.конф., Москва, 30-31 мая - 1 июня 2006 г. / отв.ред.:
А.Н.Дмитриевский, Б.М.Валяев. - М.: ГЕОС, 2006. - 320 с.: ил.,табл. - Библиогр.в
конце докл. - В надзаг.: РАН, Отд-ние наук о Земле, Ин-т пробл.нефти и газа РАН
[и др.]. - Текст рус.,англ. - Рез.рус.,англ. - ISBN 5-89118-372-4.
Б75098 Денк С.О.
Перспективы нефтегазодобычи: "нетипичные" продуктив.
объекты,нетрадиц.источники углеводород.сырья,интенсив.геотехнологии / С. О.
Денк. - 3-е науч.-произв.(практ.) изд.,испр.и доп. - Пермь: Электрон.изд.системы,
2006. - 403с.: ил.,табл. - Библиогр.в подстроч.примеч. - Посвящается десятилетию
ООО "Буровая компания "Евразия-Пермь"". - ISBN 5-98975-032-3.
В работе кратко изложены результаты многолетних исследований в области
межблоково-проницаемых ("трещинных") коллекторов, относящихся к необычным
по литологическому составу ("нетипичным") продуктивным объектам. Главнейший
из этих результатов - подтверждение универсальности строения любого объекта
как саморегулирующейся геофлюидодинамической системы. В рамках подобного
взгляда на вещи рекомендуются принципиально новые подходы к геотехнологии
извлечения пластовых флюидов. Значительное место уделено рассмотрению
нетрадиционных источников углеводородного сырья, роль которых со временем
будет возрастать. В связи с этим подробно описаны геотехнологии
115.
116.
117.
подземной/скважинной разработки скоплений горючих сланцев и угля.
В54179 Дмитриевский А.Н.
Автоволновые процессы формирования флюидонасыщенных зон Земли / А. Н.
Дмитриевский
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М.,
2008. - С.6-7.
Б75282 Дмитриевский А.Н.
Геодинамические критерии в формировании нетрадиционных залежей
углеводородов / А. Н. Дмитриевский, И. Е. Баланюк
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.4. - С.200-202: ил.
Одной из насущных энергетических проблем во всем мире является приращение
запасов углеводородного сырья и поиск коммерчески окупаемых месторождений
нефти и газа. В этой связи актуальной становится задача выявления
нетрадиционных источников УВ, среди которых наиболее перспективными
являются: - сверхглубокие залежи, приуроченные к зонам трещиноватости верхней
коры; - сверхтяжелая нефть из битуминозных песков; - метан угольных пластов; газогидраты дна Мирового Океана; - залежи УВ континентальных склонов и др.
Вторым направлением развития современного нефтегазодобывающего комплекса
является повышение коэффициента извлечения УВ сырья из зрелых и
отработанных месторождений. Предложены (NB! но не приведены) авторские
разработки: - геомеханических и численных моделей восполнения запасов на
отработанных месторождениях; - модели формирования пояса тяжелой нефти (на
примере Лено-Вилюйского бассейна); - концепции движения флюидов и
образования месторождений УВ на основе автоволновых процессов в коровых
волноводах зон трещиноватости верхней коры, объясняющей механизм
образования гигантских скоплений УВ (на примере месторождения Белый Тигр и
Астраханского газоконденсатного месторождения).
В54200 Дмитриевский А.Н.
Избранные труды: в 7 т. Т.1 : Системный подход в геологии: теорет.и
прикл.аспекты / А. Н. Дмитриевский; РАН, Ин-т пробл.нефти и газа. - М.: Наука,
2008. - 453,[1] с.,[1]л.портр.: ил.,табл. - Библиогр.: с.448-453(58 назв.) и в конце
глав . - ISBN 978-5-02-034117-3.
118.
В54179 Дмитриевский А.Н.
Углеводородная ветвь дегазации в исследованиях по проблеме "дегазация Земли"
/ А. Н. Дмитриевский, Б. М. Валяев
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М.,
2008. - С.3-6. - Библиогр.: 12 назв.
119.
Б75266 Доценко В.В.
Гранитоидные массивы фундамента Скифской плиты - новые
перспективные объекты на нефть и газ / В. В. Доценко, З. Х. Моллаев
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. Геленджик, 2007. - С.57-59.
В пределах Предкавказско-Мангышлакской НГП известно только одно связанное с
гранитным массивом месторождение нефти - Оймаша. Однако в Ставрополье
сейсморазведкой выявлено более десяти гранитных массивов. Эти массивы в
разной степени отражаются в новейшей структуре осадочного чехла, т.е. являются
120.
121.
тектонически-активными. С активностью массивов могут быть связаны
деформации нижних горизонтов осадочного чехла и формирование структурных
ловушек отраженного типа (поперечного сжатия), что повышает перспективность
объектов на УВ. Источником УВ могут быть как нефтегенерирующие терригеннокарбонатные породы триасового комплекса, прилегающие к массивам, так и
породы палеозойского комплекса. Содержание Сорг в палеозойском комплексе
Предкавказья достигает 1,92 %. ОВ относится к сапропелевому, реже смешанному,
типу, а его термическая зрелость соответствует началу главной фазы
нефтеобразования и резко отличается от уровня катагенеза вмещающих пород. В
составе битумоидов присутствуют как сингенетические, так и эпигенетические
разности. По степени тектонодинамической возбужденности палеозойский
комплекс относится к промышленно нефтегазоносным.
Б75282 Егоров А.В.
Основные закономерности формирования газогидратных скоплений в акваториях
/ А. В. Егоров
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.1. - С.106-108.
Потенциально газогидратоносные акватории связаны с бассейнами с высокими
скоростями осадконакопления, мощным осадочным чехлом и высоким
содержанием органического вещества в осадках. Выделяется два типа
газогидратных (ГГ) скоплений: а) вблизи поверхности и б) связанные с глубокими
горизонтами. Им соответствуют два разных механизма формирования ГГ:
связанные с интенсивными локализированными разгрузками газа и с диффузно
рассеянными потоками. Рассматриваются также две разные формы миграции
метана для образования ГГ: фильтрация газа в самостоятельной фазе и в виде
насыщенного раствора в иловых водах. Поисковыми критериями для глубоко
залегающих ГГ считается сейсмическая граница BSR, для поверхностных ГГ наличие тектонических нарушений, подводных грязевых вулканов, газовых сипов,
карбонатных построек, повышенных содержаний метана в придонной воде и
донных осадках. Признаки газогидратоносности установлены в 75 районах
Мирового океана, как на пассивных, так и на активных окраинах, а также в
Каспийском море и озере Байкал; в 27 районах наличие ГГ подтверждено прямым
пробоотбором.
Распространенность
ГГ
в
осадках
подчинена
циркумконтинентальной зональности. В России ГГ обнаружены и исследованы в
осадках Охотского моря и озера Байкал. Проблема ресурсов газа в газогидратной
форме является одной из основных задач изучения ГГ, так как существующие
оценки разнятся на порядки величин. Еще одной серьезной проблемой является
отсутствие разработанных технологий извлечения метана из природных ГГ, что
особенно важно для находящихся в неконсолидированных осадках аквальных ГГ,
для которых невозможно применение методов, разработанных для
континентальных залежей.
-10036 Запивалов Н.П.
Нефтегазовая геология:парадигмы XXI века / Н. П. Запивалов
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.11-12.
В настоящее время в нефтегазовой индустрии происходят серьезные качественные
изменения. Предполагаемые ресурсы и разведанные запасы нефти и газа в мире все
время увеличиваются, добыча УВ сырья неуклонно растет, происходит
«возрождение» старых отработанных месторождений. При этом с учетом
существующего коэффициента извлечения, еще более 60% разведанных запасов
остаются не извлеченными. Данные нефтяной геологии, полученные во второй
половине 20 века, во многом противоречат классической осадочно-миграционной
концепции генезиса нефти: за прошедший период были выявлены многочисленные
нестандартные нефтегазовые бассейны и открыты нетрадиционные залежи УВ
сырья. Установлено, что нефть может быть доступна в различных породах и
разнообразных условиях. Успешно развиваются геофлюидодинамические
концепции и обновленная теория фильтрации. Предложено новое определение
«залежи» нефти: открытая флюидодинамическая система с переменной энергией,
ограниченная порогом протекания и массо-энергопереноса, за пределами которого
распространяется другая система (среда). Все более реальными становятся
перспективы нефтегазоносности фундамента, рассматривавшегося раньше как
«стерильное» образование. К настоящему времени открыто более 500
месторождений УВ сырья в различных породах (включая магматические и
метаморфические) фундамента в Европе, Америке, Азии и Австралии. Намечены
новые подходы к изучению нефтенасыщенных объектов как динамических систем
с быстро меняющимся состоянием: от резко «возбужденного» до близкого к
стабильному, что особенно характерно в период наложенных техногенных
(разведка и разработка) процессов. В России при добыче преобладает
использование глубоких гидравлических разрывов пласта и бурение
горизонтальных скважин. Эти методы являются оптимальными в условиях
ускоренной разработки месторождений, но не обеспечивают полное извлечение
нефти из залежи, что приводит к быстрому ее истощению. Для предотвращения
такой ситуации необходимо применение реабилитационных циклов, что обеспечит
не только релаксацию фильтрационно-емкостных свойств, но и восстановление
энергетического потенциала флюидонасыщенных систем. Активная реабилитация
(допустимое индивидуальное воздействие (лечение) на систему) должна быть
предусмотрена в процессе лицензирования. Для дальнейшего успешного
функционирования нефтегазового комплекса необходима новая научная парадигма
и разработка новых технологий и методик, основанных на принципах
детерминистского
хаоса
в
современной
геодинамике
с
учетом
флюидогеодинамического мониторинга и фрактального моделирования. Примером
может служить создание и реализация комплексного американского проекта по
изучению бассейнов Земли – GBRN (Global Basin Research Network).
Принципиально важным достижением этого проекта является доказательство
современного активного генезиса новых масс УВ в разбуриваемых пластах.
Процессы новообразования УВ скоплений отмечены во многих районах мира;
подобные вторичные или «техногенные» залежи могут содержать значительные
запасы УВ сырья и могут формироваться в большом стратиграфическом диапазоне.
Т.о. нефть и газ являются возобновляемыми ресурсами за счет спонтанно
активизированных природных или природно-техногенных процессов в земной
коре.
Зубков В.С.
Конденсированные нафтиды в магматических породах различных
геодинамических обстановок / В. С. Зубков
// Отеч.геология. - 2008. - №1.-С.68-74:ил.,табл. - Библиогр.:35 назв.
122.
-2866
123.
-9741
124.
Г22623 Иванов К.С.
К вопросу о глубинном происхождении нефти / К. С. Иванов, В. Г. Кучеров, Ю.
Н. Федоров
Иванников В.И.
Нефтерождение и нефтескопление / В. И. Иванников
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №5.С.48-49:табл. - Библиогр.: назв.
// Состояние, тенденции и проблемы развития нефтегазового потенциала Западной
Сибири. - Тюмень, 2008. - С.160-173: ил., табл. - Библиогр.: 45 назв. и в
подстроч.примеч.
125.
126.
127.
-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.
-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.
-6779
На основе исследования большого объема проб пород месторождений ЮжноКаспийской 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.
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.
128.
Г22425
129.
-9741
130.
Г22584
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.
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.
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
131.
-5746
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-,
гравиии
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.
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.
132.
133.
-5746
-9767
Клиноформные тела в палеозойских карбонатных толщах КамскоКинельской 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 верхнефаментурнейские отложения, представленные проградирующими клиноформами
карбонатных конусов выноса, перемежающимися с глинистыми клиноформами. В
Казанско-Кировском прогибе в воронежском горизонте присутствует терригенноглинистая 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.
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
134.
положительные перспективы нефтегазоносности этого комплекса почти на всей
территории Саратовской области. Газовый фактор превышает 0.1 м3/ м3 (в среднем
0.3-0.5 м3/м3). Водорастворенные газы относятся к метановому и азотнометановому 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 м3/м3 и
более), а степень их газонасыщенности превышает 0.8.
Г22456 Колокольцев В.Г.
Позднемезозойская тектоно-магмато-метасоматическая активизация ЗападноСибирской 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.270283: ил. - Библиогр.: 35 назв.
135.
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.
136.
-9767
137.
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.
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.
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.
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.
138.
-7253
139.
-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.
140.
-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.
141.
-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.
142.
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.
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.
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.
143.
-7253
144.
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.
145.
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.
146.
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
147.
148.
149.
-9741
геотермальные аномалии обусловлены идущими в осадках геодинамическими и
физико-химическими процессами.
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.
Г22678 Леонов М.Г.
"Холодная" тектоника гранитных массивов в связи с их потенциальной
нефтегазоносностью / М. Г. Леонов
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойскокайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы
нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.141-143. - Библиогр.: 17 назв.
-9767
Логинова М.П.
Степень метаморфизма глубокозалегающих подземных вод как показатель
физико-химических характеристик залежей углеводородов:(на прим.юговост.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,
150.
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.
Г22678 Лукин А.Е.
Петрогеодинамические аспекты нефтегазоносности кристаллического
фундамента / А. Е. Лукин
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойскокайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы
нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.144-147: ил. - Библиогр.: 7
назв.
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.
151.
-2866
152.
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.318322. - Библиогр.: 2 назв.
153.
-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.
154.
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.
155.
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.
156.
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.
157.
-9767
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 псевдобрекчиевидной 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.
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
158.
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.
-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.
159.
-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.
160.
-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.
161.
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.
-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.
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.
162.
-9741
163.
-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.
164.
-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.
165.
-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
166.
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.
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.
167.
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.
168.
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.
169.
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 сейсмотектонической 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 геологоисторического процесса. Залежи УВ являются источником метана и других газов
170.
171.
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.
-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.
-9800
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.
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
172.
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.
В54186 Петров А.Н.
Газогидраты / А. Н. Петров
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.185-186.
173.
-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.
174.
-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.
Постникова О.В.
Палеогеографические и палеогеодинамические условия формирования рифейвендского 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.
175.
-5746
176.
-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.
177.
-2383
178.
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 ЮрубченоТохомскую 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.
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.7073.
179.
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.
180.
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.
181.
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 позднепалеозойскомезозойского - 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.
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.
182.
-9741
183.
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.
-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.
184.
185.
186.
187.
-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.3553: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 диффузионнорассеянных 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.
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.
-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.
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.
188.
-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.
189.
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.
190.
-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.1214:ил.,портр. - Библиогр.:15 назв.
191.
-9741
В регионе открыты крупнейшие и уникальные газоконденсатные месторождения:
Штокмановское,
Ледовое
(Южно-Баренцевская
впадина),
Русановское,
Ленинградское (Южно-Карский бассейн). Более северные районы БаренцевоКарской 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: раннесреднедевонская 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.
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
192.
193.
-5746
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.
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.
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
194.
195.
196.
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.
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, Rb62, 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.
-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.
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.117127: ил. - Библиогр.: 4 назв.
197.
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 см3/м3; 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
198.
-7253
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 см3/м3. 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.
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 400600 метров снижается до 10-5 мД. Проницаемость флюидоупоров III-IV классов с
199.
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%.
Г22678 Фомин А.Н.
Катагенез органического вещества и перспективы нефтегазоносности
палеозойских отложений Западной Сибири / А. Н. Фомин
// Фундамент, структуры обрамления Западно-Сибирского мезозойскокайнозойского осадочного бассейна, их геодинамическая эволюция и проблемы
нефтегазоносности. - Тюмень; Новосибирск, 2008. - С.221-224.
200.
В54179
Формирование и разрушение газогидратов в донных осадках Охотского
моря / А. И. Обжиров, Р. Б. Шакиров, Н. Л. Пестрикова и др.
// Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть, газ и их парагенезы. - М.,
2008. - С.363-366: ил. - Рез.англ.
201.
-5995
Фортунатова Н.К.
Методы формализации литологического изучения пород,графического
кодирования их структурных компонентов,используемые при
седиментологическом анализе нефтегазоносных осадочных комплексов / Н. К.
Фортунатова
// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2006. - №1.-С.25-36:ил.табл. - Библиогр.:10 назв.
202.
Б75123 Хаин В.Е.
Геодинамические аспекты нефтегазоносности осадочных бассейнов в КаспийскоКавказско-Черноморском регионе / В. Е. Хаин, Л. Э. Левин
// Нефть и газ юга России,Черного,Азовского и Каспийского морей-2006:тез.докл. Геленджик,2006. - С.3-4.
203.
-5995
Хаин В.Е.
Главные черты тектонического развития и нефтегазоносности КаспийскоЧерноморского региона / В. Е. Хаин
// Изв.вузов.Геология и разведка. - 2007. - №6.-С.22-26. - Библиогр.:5 назв.
Каспийско-Черноморский регион занимает крайнюю южную окраину ВосточноЕвропейского кратона и включает его южное обрамление, относящееся к
Средиземноморскому подвижному поясу. Это обрамление характеризуется
широтной зональностью и состоит из ряда структурных элементов, различающихся
по возрасту консолидированного основания и осадочного чехла, а также времени и
степени деформации фундамента. Складчатый фундамент бассейна образован
породами палеозоя; триасовые отложения чехла вмещают залежи нефти и газа в
Восточном Предкавказье и на юге Мангышлака. Однако основная
нефтегазоносность связана с юрскими и меловыми отложениями, в краевых
прогибах к нефтегазоносным относятся также отложения нижнего палеогена,
олигоцена и миоцена. В собственно платформенной части бассейна залежи в
основном подчинены пологим локальным поднятиям, а в осевых зонах и во
внутренних крыльях краевых прогибов развиты достаточно сложные складчато-
204.
надвиговые структуры.
Западным «гомологом» Среднекаспийской впадины является Азово-Кубанская
впадина, чехол которой начинается с юрских отложений. В платформенной части
нефтегазоносны, в основном, меловые отложения; в краевом прогибе к ним
присоединяются отложения верхнего мела, палеогена и миоцена. В структурном
отношении картина аналогична таковой Среднекаспийской впадины. ЮжноКаспийский бассейн уникален и по структуре, и по своей богатейшей
нефтегазоносности. Плиоцен-четвертичные отложения несогласно перекрывают
здесь узкие широтнопростирающиеся прогибы, выполненные олигоценмиоценовыми и, частично, более древними отложениями. Эти толщи стали
основными продуцентами УВ для нижнеплиоценовых, а, местами, и
вышележащих, вплоть до эоплейстоценовых апшеронских, пород. Общая
мощность осадочного чехла достигает 30 км - вдвое больше, чем
Среднекаспийском бассейне. Широко развиты явления глиняного диапиризма и
грязевого вулканизма, связанные с майкопскими глинистыми отложениями.
Перспективы нефтегазоносности Восточно-Черноморского бассейна, включающего
прогибы Туапсинский, Сорокина, Восточно-Черноморский и разделяющий их вал
Шацкого, могут быть связаны, по-видимому, с последним, аналогом которого на
суше является погребенное Кюрдамир-Саатлинское поднятие в Азербайджане, где
открыты небольшие залежи нефти. Кроме того, можно ожидать обнаружения
каналов и фенов, заполненных песчаным материалом, на сложенных глинистыми
олигоцен-миоценовыми отложениями склонах вала.
В54186 Хаин В.Е.
Глубоководные зоны континентальных окраин - важнейший объект исследования
нефтегазовой геологии 21-го века / В. Е. Хаин, И. Д. Полякова
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.257-258.
205.
-7406
Хаин В.Е.
Крупные и гигантские углеводородные скопления в переходной зоне континентокеан / В. Е. Хаин, И. Д. Полякова
// Геотектоника. - 2008. - №3.-С.3-17:ил. - Библиогр.:47 назв. - Рез.англ.
206.
-7253
Хаин В.Е.
Нефтегазоносность континентальных окраин Тихого океана / В. Е. Хаин, И. Д.
Полякова
// Литология и полез.ископ. - 2008. - №1.-С.92-104:ил.,табл. - Библиогр.:с.104.
207.
-6951
Хаин В.Е.
Седиментационные бассейны и перспективы нефтегазоносности шельфа
Восточной Арктики / В. Е. Хаин, И. Д. Полякова
// Океанология. - 2007. - Т.47,№1.-С.116-128:ил. - Библиогр.:14 назв.
На обширной территории шельфа Восточной Арктики развиты многочисленные
рифтогенные разно-возрастные и разноориентированные структуры. К ним
приурочены седиментационные бассейны, характеризующиеся мощными
комплексами морских, аллювиально-дельтовых и авандельтовых отложений. Среди
них распространены генерирующие и аккумулирующие УВ толщи. В составе
фанерозойских отложений выделены три главных сейсмо-стратиграфических
комплекса: нижнепалеозойский - девонский, верхнедевонский/каменноугольный юрский и меловой - кайнозойский, коррелируемые, соответственно, с
франклинским, элсмирским и брукским комплексами северной Аляски. В верхнем
208.
209.
комплексе выделены три крупных седиментационных бассейна: Вилькицкого Северо-Чукотский, Южно-Чукотский и Восточно-Чукотский, разделенных
Центрально-Чукотским поднятием. Образование седиментационных бассейнов
связано с трансформным разломом с правосторонней сдвиговой компонентой,
простирающемся во внешней части шельфа. Здесь образовался субширотный с
ответвлениями полирифтовый бассейн Вилькицкого - Северо-Чукотский, с
которым связаны основные перспективы нефтегазоносности региона. В меловом
периоде с юга на площадь Северо-Чукотского прогиба распространялись конусы
выноса трога Куваева, вытянутого в субмеридиональном направлении. Это, по всей
видимости, привело к накоплению в прогибе мощных (до 20 км в осевой зоне)
осадочных толщ и, соответственно, к активизации нефтегазообразования. В
соответствии с предлагаемой моделью, наиболее перспективным с точки зрения
формирования значительных скоплений УВ является северный склон СевероЧукотского прогиба с сочленяющейся с ней впадиной Макарова. К области ее
пересечения с континентальным склоном могут быть приурочены отложения
авандельты с транзитными каналами. Благоприятные условия для формирования
промышленных скоплений УВ прогнозируются также на южных и западных
склонах Вилькицкого - Северо-Чукотского мегабассейна. Здесь зоны с
преимущественной газоносностью прогнозируются на средних и малых глубинах.
Залежи наиболее вероятны в ловушках небольших бассейнов типа pull-apart и
поперечных поднятиях. В троге Куваева аккумуляция УВ могла происходить в
ловушках различного типа на поперечном антиклинальном поднятии и в
транзитных каналах.
-10058 Хасанов М.М.
Новый подход в моделировании строения природных нефтяных резервуаров
аллювиального (речного) генезиса / М. М. Хасанов, В. В. Сидоренко, В. Н. Суртаев
// Науч.-техн.вестн.ОАО "НК "Роснефть". - 2006. - №4.-С.6-12:ил. - Библиогр.:11
назв.
-5746
В статье излагаются принципы нового подхода к моделированию нефтяных
резервуаров, основанного на использовании математических правил для описания
физических
процессов,
определяющих
характер
осадконакопления
и
ответственных за строение резервуара. В качестве иллюстрации предлагаемого
подхода обсуждается моделирование резервуаров аллювиального типа. Для
построения реалистичных русловых систем использован вероятностный клеточный
автомат, генерирующий ветвящиеся сети на прямоугольной решетке. Произведена
калибровка параметров автомата, позволяющая генерировать речные системы с
разными свойствами. Главное отличие подхода от уже существующих состоит в
том, что строение резервуаров рассматривается с позиции его формирования и
дальнейшей эволюции. Дальнейшее развитие подхода состоит в рассмотрении
более сложных речных систем и русел, позволяющих дать более точное описание.
Цзинь Чжицзюнь.
Закономерности строения и размещения средних и крупных нефтегазовых
месторождений Китая / Цзинь Чжицзюнь
// Геология нефти и газа. - 2007. - №1.-С.46-54:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв. - Текст
парал.рус.,англ.
Несмотря на значительную разницу в критериях формирования крупных и средних
нефтяных и газовых месторождений Китая, их формирование и распространение
имеют определенную статистическую закономерность. Среди литологических
типов нефтематеринских пород преобладают разновидности, представленные,
главным
образом
глинами.
Углесодержащие
горизонты
в
качестве
210.
-2
211.
-9741
212.
-5746
нефтематеринских пород встречаются в Китае значительно чаще, чем в других
регионах мира. Среди типов керогена нефтематеринских пород преобладают типы,
полностью соответствующие континентальным фациям. Для формирования
средних и крупных нефтяных и газовых месторождений нижний предел
содержаний Сорг равен 0.5%, в то время как нижний предел зрелости ОВ- 0.5.
Основной геологический возраст пород - резервуаров крупных нефтяных и газовых
месторождений в Китае - палеогеновый, менее характерен - меловой и триасовый.
Резервуары представлены терригенными породами, главные нефтенасыщенные
комплексы являются средне- и тонкозернистыми песчаниками. Песчаные тела
веерных дельт, дельтовых систем и кор выветривания представляют главные типы
резервуаров крупных и средних нефтяных и газовых месторождений. Большинство
нефтяных
и
газовых
месторождений
характеризуются
сочетанием
нефтематеринских толщ сверху и резервуаров снизу. Во всех бассейнах Китая
крупные и средние нефтяные и газовые месторождения связаны с очагами
генерации углеводородов нефтематеринскими породами. Расстояние миграции для
более чем 95 % крупных и средних нефтяных месторождений не превышает 50 км
и, для более чем 95 % газовых месторождений не превышает 100 км.
Чистяков А.А.
Литологические ловушки нефти и газа в природных резервуарах,образованных в
прибрежных условиях и на склонах континентальных окраин / А. А. Чистяков, Ю.
К. Бурлин
// Бюл.МОИП.Отд.геол. - 2006. - Т.81,вып.1.-С.55-65:ил. - Библиогр.:14 назв.
Континентальные окраины являются зонами интенсивного осадкообразования и
весьма
благоприятны
для
возникновения
скоплений
углеводородов.
Месторождения нефти и газа здесь часто приурочены к литологическим ловушкам,
которые все больше становятся объектами поисков. При разведке весьма
актуальной является как можно более полная фациальная характеристика
отложений, так как разные типы отложений характеризуются различными
физическими, емкостными и фильтрационными параметрами, поэтому
обоснованный подход к выделению разных типов осадков очень важен.
Литологические ловушки возникают под действием как речных, так и морских
факторов. Разные генетические типы осадков формируют тела различной формы.
Песчаные выполнения речных русел и дельтовых проток образуют резервуары
рукавообразного или шнуркового типа. На берегах возникают обширные пляжевые
накопления с хорошо отсортированными песками. Со стороны моря к ним часто
примыкают песчаные аккумулятивные образования устьевых баров, также
обладающие хорошими коллекторскими свойствами. Благоприятны для
литологических ловушек и приливные гряды. В глубоководных конусах выноса
литологические ловушки обычно связаны с выполнениями подводных каньонов,
долин и с наложенными конусами выноса. Разнообразные песчаные
аккумулятивные образования прибрежной зоны, глубоководных склонов и их
подножий являются важными резервуарами для скоплений углеводородов.
Чуносов П.И.
О палеозойской нефти на шельфах / П. И. Чуносов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №5.С.10-12. - Библиогр.:7 назв.
Шеин В.С.
Геодинамический анализ нефтегазоносных территорий и акваторий в связи с
поисками месторождений нефти и газа / В. С. Шеин
// Геология нефти и газа. - 2007. - №2.-С.70-80:ил.,табл. - Библиогр.:4 назв.
213.
На основе плитотектонических моделей нефтегазогеологического районирования
предварительно оценены перспективы нефтегазоносности Восточной Сибири и
арктических акваторий России. Особое внимание было уделено анализу
возможных открытий крупных нефтяных и газовых месторождений в
нефтегазоносных и потенциально нефте- и газоносных бассейнах. Было
установлено, что для их формирования необходимы: а) большие объемы
осадочных отложений; б) пребывание плит в умеренных широтах, что
способствует формированию качественных нефтематеринских толщ, резервуаров
для УВ (включая карбонатные), в) сочетание зон генерации и зон аккумуляции в
режиме средних скоростей седиментации; г) синхронизация процессов генерации
УВ и формирования нефтегазовых ловушек, что увеличивает эффект аккумуляции
эмигрирующих УВ; наличие: д) крупных ловушек, е) зон развития соленосных и
глинистых покрышек, ж) участков высоких температурных градиентов,
ускоряющих процесс генерации и препятствующих снижению пористости, з) зоны
унаследованного развития поднятий внутри пассивных палеоокраин, способных
длительное время аккумулировать УВ. Самые крупные скопления УВ в мире
сконцентрированы в пределах длительно развивающихся (более 300 млн. лет)
пассивных
окраин,
например,
Персидской,
Алякинской
и
т.п.,
трансформированных столкновениями плит в мел-кайнозойском этапе развития.
Кроме указанных критериев признаком крупных газовых месторождений могут
быть жесткие термобарические условия, развитие терригенных угленосных толщ,
зоны высокой газонасыщенности пластовых вод и инверсии. Большинство
перечисленных критериев формирования крупных нефтяных и газовых
месторождений типичны для нефтегазоносных бассейнов Восточной Сибири и
арктических акваторий. Согласно этим критериям можно предполагать, что
крупные по запасам нефти и газа месторождения могут быть открыты в бассейнах,
длительно формировавшихся на пассивных континентальных палеоокраинах,
трансформированных столкновением плит. К ним относятся - ЕнисейскоАнабарский, Лено-Вилюйский, Восточно-Енисейский, Присаянский, ВосточноАрктический. В бассейнах надрифтовых депрессий крупные нефтяные и газовые
месторождения могут быть открыты в Южно-Карском, Ямальском, Гыданском
суббассейнах и Баренцевоморском НГБ. С меньшей уверенностью предполагается
открытие крупных скоплений нефти и газа в акваториях Лаптевского потенциально
нефтегазоносного бассейна.
В54111 Шеин В.С.
Геология и нефтегазоносность России = Geology and oil-gas-potential of Russia / В.
С. Шеин; М-во природ.ресурсов РФ, Федер.агентство по недропользованию,
Всерос.н.-и.геол.нефт.ин-т(ВНИГНИ). - М.: ВНИГНИ, 2006. - 774,[1] с.,[6]л.ил:
ил.,портр.,табл. - Библиогр.:с.734-738(77 назв.). - Рез.англ. - ISBN 5-900941-15-9.
Рассмотрено современное состояние геодинамических основ прогноза, поисков и
разведки нефти и газа, описаны методика геодинамического анализа, принципы
плитотектонического, нефтегазогеологического районирования, оценки ресурсов и
запасов углеводородов, проанализированы геологическое строение и условия
формирования нефтегазоносных бассейнов России с позиций теории тектоники
литосферных плит, осуществлено плитотектоническое, нефтегазогеологическое
районирование территории и акватории страны, охарактеризована ее
нефтегазоносность (состояние сырьевой базы углеводородного сырья,
стратиграфический диапазон нефтегазоносности, размещение 2898 месторождений,
их приуроченность к определенным плитотектоническим структурам).
Установлено, что 71% выявленных месторождений связан с бассейнами пассивных
214.
215.
континентальных палеоокраин и сопряженных с ними предорогенных прогибов,
23% - с бассейнами рифтов и надрифтовых депрессий, 3% - с бассейнами
субдукционного типа (активных континентальных окраин и островных дуг), 3% - с
бассейнами
орогенов
столкновения
плит.
Оценены
перспективы
нефтегазоносности 20 нефтегазоносных и 27 потенциально нефтегазоносных и
возможно нефтегазоносных бассейнов России. Их площадь по сравнению с
традиционным нефтегазогеологическим районированием увеличилась на 34% и
составляет 16,15 млн. км2 (9,40 млн. км2 - на суше и 6,75 млн. км2 - на море).
Выяснено, что крупные месторождения в России возможно встретить в пределах
бассейнов пассивных континентальных палеоокраин (Приенисейского, ЕнисейскоАнабарского, Лено-Вилюйского, Восточно-Енисейского, Присаянского, ВосточноАрктического), внутриконтинентальных рифтов и надрифтовых депрессий
(Баренцевоморского, Западно-Сибирского, Лаптевского), а также в бассейнах
орогенов столкновения плит (Верхоянского) и субдукционных (Сахалинских и
Охотоморских).
В54186 Шустер В.Л.
Доюрские комплексы Западной Сибири - перспективный объект для прироста
запасов нефти и газа / В. Л. Шустер
// Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой
промышленности. - М., 2007. - С.278.
-9769
Экспериментальное изучение взаимодействия минералообразующих
гидротермальных растворов и нефти и их совместной миграции / Л. В.
Балицкий, В. Ю. Прокофьев, Л. В. Балицкая и др.
// Петрология. - 2007. - Т.15,№3.-С.227-240:ил.,табл. - Библиогр.:с.240.
Рассмотрены результаты экспериментальных исследований по взаимодействию
нефти с гидротермальными растворами различного состава и их совместной
миграции в широком интервале температур (260-490°С) и давлений (8-150 МПа).
Исследования проведены на новой методической основе, позволяющей
одновременно с осуществлением водно-углеводородного взаимодействия
выращивать в тех же растворах кристаллы кварца, кальцита и флюорита с
флюидными включениями. Изучение включений методами термобарогеохимии
позволило охарактеризовать поведение нефти и водных растворов при
повышенных и высоких температурах и давлениях. Показано, что нефть при
взаимодействии с гидротермальными растворами активно вымывается из породколлекторов и накапливается во фронтальной части конвективного
гидротермального потока. При этом она претерпевает заметные изменения с
образованием углеводородных газов, легких нефтей, полужидких и твердых
битумов. При температурах 300-350°С и давлении порядка 50-100 МПа нефть и
продукты ее фракционирования мигрируют в гидротермальном растворе в
основном в капельно-жидком состоянии. Однако при более высоких температурах
(360-395°С) в случаях, когда соотношение объемов нефти и водного раствора в
исходной водно-нефтяной смеси не превышает порядка 1/70-1/35, жидкие и
газообразные
углеводородные
фракции
полностью
растворяются
в
гидротермальных растворах с формированием водно-углеводородного флюида
сложного состава. Образованный гомогенный флюид может находиться и
мигрировать в таком состоянии вплоть до понижения Т-Р параметров, при которых
происходит его гетерогенизация. При благоприятных структурно-литологических
факторах это может приводить к образованию перемещенных нефтегазовых
месторождений, причем нефть в таких месторождениях должна быть обогащена
легкими компонентами. Эксперименты однозначно подтвердили представления о
216.
битумных включениях в минералах как об индикаторах путей миграции
углеводородов в земной коре.
Б75282 Яковлева О.П.
Биогеохимические особенности формирования месторождений углеводородов в
погребенных рифогенных (биогермных) постройках / О. П. Яковлева, Н. А.
Скибицкая
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.3. - С.205-207: ил.
В соответствии с результатами аналитических исследований, а также по
литературным источникам, установлено, что рифогенные продуктивные постройки
являются не только гигантскими аккумуляторами УВ и других полезных
ископаемых извне, но и источниками их образования, обладающими высоким
генерационным потенциалом. В результате исследований в электронном
микроскопе получены данные о том, что и исходное породообразующее вещество
рифогенных
полифациальных построек, и
преобразованное вещество
нефтегазоконденсатных месторождений представляет собой не чистый карбонат
кальция (как считалось ранее), а является поликомпонентным минеральноорганическим
полимером
(МОП).
Установлено,
что
карбонатное
породообразующее вещество находится в отдельных зонах залежи в различных
фазовых состояниях - от коллоидного до кристаллического, но на молекулярном
уровне оно имеет для отдельных элементов глобулярные (иногда фибриллярные)
надмолекулярные структуры. Подобные структуры характерны для органических
полимеров и битумов. При этом даже в образцах, имеющих кристаллографическую
форму кальцита, присутствует органическая составляющая. Структура
породообразующего полимерного вещества (его минерально-органическая
матрица) имеет достаточно упорядоченное строение. Это дает основание полагать,
что минеральная и органическая составляющие в природном полимером
образовании связаны химически. Можно предположить, что упорядоченная
минерально-органическая матрица рифогенного полимера и ее исходный
генерационный потенциал изначально формируются в фациях рифовой постройки
за счет: а) биоминерализации в процессе роста тел живущих в рифовой постройке
карбонатфиксирующих организмов на органической матрице (матричный синтез);
б) самоорганизации в липидные бислои (геобиохимические мембраны) дифильных
липидных компонентов в составе гумусово-сапропелевого илового концентрата.
Иловый
концентрат,
образующийся
в
относительно
глубоководных
восстановительных условиях, не только захоранивает саму рифовую постройку, но
и захоранивается в ее пустотах при уплотнении концентрата. Т.о. природный
нанобиокомпозит - сложное по составу и строению породообразующее вещество
залежей УВ - является промежуточным звеном в эволюционном ряду "живое
вещество - нефть". Подобным образом в седиментогенезе и раннем диагенезе
формируется на молекулярном уровне и затем литифицируется мощная
карбонатная продуктивная толща, являющаяся природным реактором. Реализация
нефтегазового потенциала с рождением УВ происходит in situ в результате
эволюционных преобразований органической составляющей.