СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ В ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА. Нефть в гранитоидах


Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Гранитоид

Cтраница 1

Гранитоиды ( гранитыч плагиограниты, гранит-порфиры) распространены значительно меньше и образуют редкие мелкие штоки и дайки до 5 км2 в разных частях региона. Все породы крепкие, массивные, разбиты вертикальными и крутопадающими трещинами северо-восточного и северо-западного направлений на параллелепипедальные и прямоугольные блоки размером до 2 5X4 м, плитчатые и остроугольные глыбы размером от 0 5X1 до 1 5X2 м и в меньшем количестве-на щебень и дресву.  [1]

Гранитоиды представлены плагиогранитогнейсами, биотитовыми гранитогнейсами, лейкократовыми и биотитовыми гранитами, грано-диоритами, катаклазированными и окварцованными, обладающими преимущественно гнейсовидной; редко массивной текстурой.  [3]

Гранитоиды характеризуются повышенной и неравномерной трещи-новатостью. Вне зоны сильной тектонической трещиноватости граниты, как правило, массивные ( скважины дают 100 % - ный выход керна), разбиты лишь трещинами отдельности на крупные блоки ( до 1X2) параллелепипедальной формы. Ширина трещин до 1 см, в верхней зоне выветривания - до 10 см. Трещины открытые либо заполнены рыхлым супесчаным или дресвяным материалом. С глубиной ширина трещин уменьшается и в интервале 50 - 60 м они переходят в плотно-сомкнутые. С поверхности до глубины 3 - 5 м гранитоиды часто разрушены до состояния щебня и дресвы.  [4]

Гранитоиды в пределах эвгеосинклинальной зоны доуралид распространены довольно широко. На западном склоне Приполярного и Полярного Урала к ним относятся многочисленные тела гнейсогранитов и гранитов, которые слагают как согласные, так и дискордантные тела разного размера среди докембрийских толщ.  [5]

Гранитоиды в целом в зависимости от характера полевого шпата подразделяются на две большие подгруппы: а) граниты и гранодиориты, б) плагиограниты и кварцевые диориты с преобладанием плагиоклаза. Граниты представляют собой кристаллические равномернозернистые или иногда порфировидные горные породы, состоящие преимущественно из щелочного полевого шпата и кварца.  [6]

Гранитоиды представляют собой гомогенные магматические образования, обеспечивающие однородность инженерно-геологической обстановки на значительных площадях. Последнее обстоятельство обусловливает развитие характерной сетки трещин, ориентировка которых к их) частоты - - носят, в общем, изотропный характер. Это в основном лервичные ( контракционные) трещины, представляющие систему вза-имопе, есекающйхся крутопадающих трещин различного направления с субгоризонтальными или пологопадающими, создающих характер-яую Агматрацевидную, кубическую или пяраллелепипедную отдельность лород0 Трещинрватость гранитоидов в пределах 10 м от поверхности достигает 4 5 % ( Солоненко, I960), с глубиной она постепенно затухает. В зоне выветривания трещины обычно расширены и нередко дости.  [7]

Гранитоиды южного шельфа Вьетнама регионально нефтегазоносны, что доказано бурением на ряде структур Кыулонгской впадины, но поистине черной жемчужиной этого региона является нефтяное месторождение Белый Тигр, на котором годовая добыча уже превышает 10 млн т нефти.  [9]

Гранитоиды батолитовой формации представлены массивом тель-мамского комплекса верхнего протерозоя, расположенным на юге региона.  [10]

Массивные и слабовыветрелые гранитоиды ( 105 определений) плот-яостью 2 72 - 3 и объемной массой 2 4 - 2 8 г / см3, характеризуются временным сопротивлением сжатию в сухом состоянии от 1100 - 105 до - 2880 - 105 Па, в водонасыщенном состоянии - 900 - 105 - 2400 - 105 Па. Большей прочностью характеризуются и гранодиориты с ксенолитами андезитов из эндоконтактов массивов, гранодиорит-порфиры и мелкозернистые кварцевые диориты.  [11]

Массивы гранитоидов совместно с заключенными в них останцами метаморфических пород образуют структуры типа гранитогнейсовых валов и куполов северо-восточного простирания. На это древнее кристаллическое основание наложены структуры мезозойского этапа развития - грабен-синклиналии и разделяющие их сводово-горстовые поднятия хребтов. Грабен-синклиналии, выраженные в современном рельефе межгорными впадинами, выполнены породами угленосной формации юрско-нижнемелового возраста. Вдоль бортов впадин залегают породы базальт-андезит - Липаритовой формации мезозойского возраста, широкое распространение которых характерно для данного региона.  [12]

Формация гранитоидов девона развита в Восточной Туве, где выделяется в бреньский комплекс. Это преимущественно дискордантные интрузии, вытянутые вдоль разломов, либо относительно изометричные штоки, сложенные биотитовыми и роговообманковы-ми гранитами и гранит-порфирами, реже встречаются гранодиориты, граносиениты, сиениты. Преобладают крупнозернистые порфировид-ные породы, трещиноватые с поверхности.  [13]

Тела гранитоидов приурочены к зонам крупных разломов и образуют протяженные интрузивные цепочки ( до 1000 км) широтного, меридионального и близкого к ним направлений.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Особенности геологического строения и динамика изменения основных показателей разработки месторождения Белый Тигр на шельфе Вьетнама.

Геологическое изучение шельфа Южного Вьетнама началось с конца 1960-х гг. (фирмами Mandrel, Shell, Mobil Oil, Marathon, Pecten, а позже Deminex, Agip, Bow Walley и др.)

Планомерные работы по освоению ресурсов нефти и газа континентального шельфа юга СРВ начались в 1981 г. после создания СП «Вьетсовпетро».

Проектом «Зарубежнефти» - совместное предприятие «Вьетсовпетро», cозданное в 1981 году на основе Межправительственного соглашения на паритетных началах с Корпорацией нефти и газа «Петровьетнам»

СП VietSovpetro – фактический монополист на нефтяном рынке Вьетнама,на его долю приходится 90 % добываемой в стране нефти)

Главным открытием СП «Вьетсовпетро» является месторождение Белый Тигр, крупное по запасам и уникальное по геологическому строению и нефтегазоносности.

Советские нефтяники впервые применили здесь практику бурения не на 500–600 м, как это делалось обычно, а на 3 000 м, пытаясь обнаружить запасы нефти и газа в глубинных породах.

Это был исключительный объект с наличием нефти в гранитном фундаменте под палеогеновыми отложениями. Такое открытие в практике нефтегазовых работ считается революционным.

Месторождение расположено в пределах Меконгской (Кыулонгской) впадины Зондского шельфа. В тектоническом плане Зондский шельф входит в состав Индосинийско-Зондской межматериковой области, формирование которой прослеживается с конца палеозойской эры.

Геологический разрез месторождения Белый Тигр представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и терригенными породами осадочного чехла. Максимальная вскрытая мощность фундамента достигает 1700 м, мощность осадочного чехла превышает 4300 м.

Фундамент месторождения сложен гранитоидными образованиями ((граниты, гранодиориты, диориты) позднемел-раннеюрского возраста, прорванными дайками диабазовых и андезито-базальтовых порфиритов. Гранитоидные породы представлены практически всеми переходными разностями – плагиограниты, адамеллиты, разнообразные гранодиориты, лейкодиориты, монцодиориты. )

Породы фундамента в различной степени изменены вторичными процессами. Среди вторичных минералов наиболее широко распространены цеолит и кальцит. По данным радиологических определений абсолютный возраст кристаллических пород фундамента колеблется от 245 (поздний триас) до 89 (поздний мел) млн. лет.

В гранитоидах месторождения Белый Тигр содержится гигантскую залежь нефти.

Осадочный чехол месторождения Белый Тигр представлен терригенными породами палеогеновой (олигоцен), неогеновой (миоцен, плиоцен) и четвертичной систем. С олигоценовыми и нижнемиоценовыми пластами связаны промышленные залежи нефти п.

Поверхность фундамента сформировалась под воздействием тектонических и эрозионных процессов. Выступ со всех сторон ограничен разломами. Наиболее важными (структурообразующими) считаются сквозные нарушения, трассируемые не только в осадочном чехле, но и в фундаменте, предположительно олигоценового возраста. Им отводят ведущую роль в формировании как самой структуры, так и трещиноватости в породах фундамента. Основные разломы имеют СВ простирание, значительную протяженность и большую амплитуду (1,0-1,5 км).

Неогеновые разломы немногочисленны, имеют субмеридиональное простирание, их амплитуда не превышает 100 м, протяженность – 3-5 км. В разрезе чехла разломы формируют тектонически-экранированные залежи.

Месторождение Белый Тигр расположено в пределах Кыулонгской впадины на шельфе Южного Вьетнама. Длина впадины 450–500 км, ширина 75–110 км.

Фундамент осадочного чехла представляет собой горстообразный батолит сложного строения, размером 30 х 6–8 км. Батолит состоит из трех сводов – Южного, Центрального, Северного, которые разбиты серией разломов.

Продуктивность месторождения установалена в породах фундамента, отложениях олигоценового и нижне-миоценового возраста. Выделеются 4 объекта разработки – породы фундамента, отложения нижнего олигоцена, верхнего олигоцена и нижнего миоцена(БТ). Фундамент является главным объектом, обеспечивающим высокую продуктивность и основные запасы- 90%.

Результаты изучения керна пород фундамента свидетельствуют о том, что породы имеют значительную петрографическую неоднородность.

Начальные геологические запасы залежи фундамента месторождения Белый Тигр ранее оценивались в 600 млн т, а олигоценовых отложений – 150 млн т, что в сумме составляет более 750 млн т нефти.

исследователей и для других регионов древних и молодых платформ.

В результате движения углеводородного потока снизу вверх на месторождении Белый Тигр отмечается четко выраженная вертикальная зональность в распределении нефтей: легкие нефти в фундаменте и нижнеолигоценовых отложениях, более тяжелые – в верхнеолигоценовых и нижнемиоценовых породах.

МБТ расположено в пределах Кыулонгской впадины, ее длина 450–500 км, ширина 75–110 км.

Большинство скважин, пробуренных на фундамент, являются высокодебитными.

Максимальная вскрытая мощность фундамента достигает 1700 м, мощность осадочного чехла превышает 4300 м.

Нижняя граница залежи установлена условно, скважина БТ-905, пробуренная до абсолютной глубины 5014 м, водонефтяной контакт не вскрыла.

СУТЬ: Объемы добычи нефти на месторождении «Белый тигр» на морском шельфе Вьетнама превзошли самые оптимистичные прогнозы геологов и внушили многим нефтяникам надежду, что на больших глубинах хранятся громадные запасы «черного золота»

С самого начала нефтедобычи «черное золото» извлекали исключительно из осадочных толщ, здесь же осадочную толщу (около 3 км) пробурили насквозь, вошли в фундамент земной коры, и скважина зафонтанировала. Причем, согласно подсчету геологов, из скважины можно было извлечь около 120 млн. тонн, но и после того, как этот объем был добыт, нефть продолжала поступать из недр с хорошим напором. Месторождение поставило перед геологами новый вопрос: накапливается ли нефть только в осадочных породах или ее вместилищем могут быть породы фундамента? Если в фундаменте тоже есть нефть, то мировые запасы нефти и газа могут оказаться куда больше, чем мы предполагаем.

 

На месторождение пробурено более 120 разведочных скважин, добывающих и нагнетательных скважин.

На Центральном своде, большее число скважин пробурено до глубин 4500-4760 м.

На Северном своде - 4457 м.

Самая глубокая скважина БТ-905 пробурена до глубины 5014 м.

В 1988 году был извлечен первый миллион нефти.

2005 год – 150 млн. тонн нефти.

2008 год – 170 млн. тонн нефти.

К концу 2009 года, накопленная добыча составила 183 млн. тонн.

2012 год – 200 млн. тонн сырой нефти – месторождения «Белый Тигр» и «Дракон».

За 2012 год добыча «Вьетсовпетро» составила 6 110 тыс. тонн, в том числе «Белый Тигр» – 4 398 тыс. тонн, «Дракон» – 1 504 тыс. тонн.

Нефти вьетнамских месторождений Bach Ho, Rong, Nam Rong – Doi Moi по своим реологическим свойствам имеют общую характеристику: высокую вязкость и высокую парафинистость. Перекачка и транспорт таких нефтей свидетельствуют о том, что в нефтепроводах, проложенных под водой, интенсивный теплообмен между потоком перекачиваемой нефти и окружающей средой приводит к резкому изменению термогидродинамического режима в потоке вдоль трубопровода. Падение температуры нефти по ходу движения обусловливает изменение ее реологических свойств и сопровождается фазовыми переходами, как результат насыщения потока тяжелыми углеводородами (ряд углеводородов, который затрагивает процесс фазовых переходов, от С6 и выше), а также образованием пристенных нефтяных отложений на внутренней поверхности трубопровода. Указанные факторы, при определенных технологических условиях, оказываются причиной постепенного самопроизвольного снижения пропускной способности трубопровода, что, прежде всего, увеличивает энергозатраты на перекачку, следовательно, повышает себестоимость трубопроводного транспорта.

Нефть, добываемая на месторождениях страны, отличается низким содержанием серы (0,035–0,14%)

то время как в Brent её 0,2-1%, а в Urals 1,2-1,3 %.

Если при этом своевременно не будут приняты специальные меры, то это может привести к полной остановке перекачки с последующим застыванием (замораживанием) трубопровода, повторный пуск которого, как известно, всегда связан с большими технологическими сложностями.

Нефть этих вьетнамских месторождений по своим реологическим свойствам может быть отнесена к бингамовской модели. Для улучшения реологических свойств этих нефтей были предложены различные методы, в частности, метод термомагнитной обработки, применение депрессорных присадок и др.

На месторождениях «Белый Тигр» и «Дракон» построены:

13 морских стационарных платформ

22 блок-кондуктора

2 технологические платформы – максимальная производительностью: по нефти 38 тыс. тонн в сутки, по газожидкостной смеси 46 тыс. тонн в сутки.

3 компрессорные станции мощностью 9,8 млн. кубических метров в сутки.

Единая система сбора газа низкого давления обеспечивает нормальное функционирование всего технологического процесса по сбору и транспорту газа на берег, подготовке газлифтного газа и использования его для механизированного способа добычи нефти на месторождениях СП «Вьетсовпетро», а также позволяет утилизировать до 97 % добываемого газа.В СП «Вьетсовпетро» создана одна из лучших береговых баз в Юго-Восточной Азии по строительству и монтажу в море технологических и сателлитных платформ для бурения скважин и добычи нефти и газа.В своем активе СП «Вьетсовпетро» имеет четыре самоподъемные буровые установки, более чем 20 единиц флота, включая краново-монтажные, противопожарные, водолазные и транспортно-буксирные суда, четыре установки беспричального налива.

Стационарных платформы, соединены между собой сетью подводных трубопроводов. Добывающие платформы обеспечивают одновременное бурение и добычу нефти из 16 кустовых скважин. Верхнее строение состоит из 23 блок-модулей, в которых, по принципу функциональной автономности, смонтировано оборудование жизнеобеспечения, бурового, эксплуатационного и энергетического комплекса. Платформы, с которых идет добыча, работают в автономном режиме.

Добытая нефть перекачивается на две центральные технологические платформы, где ее отчищают от воды и газа. Затем, обработанная нефть поступает на танкеры-накопители, именно с них идет отгрузка нефти покупателю. Попутный газ, выделенный из нефти, поступает на материк по трубопроводу. На голубом топливе Белого Тигра работает несколько электростанций Вьетнама.

Все построенные платформы способны выдержать тайфун до 12 баллов и волнения воды высотой 7-8 метров.

Самоподъемная буровая установка «Там Дао» стоит на трех опорах, уходящих под воду на глубину 50 метров. Опорные колонны форминого типа производят бурение на шельфе от 10 до 120 метров. На каждой опорной ноге по 12 электродвигателей. Электродвигатели включают, когда платформа с точностью до сантиметра установят в точке бурения. За пол часа опора достигает дна, а затем несколько минут вся плавучая конструкция, массой более 25000 тонн, поднимается над уровнем моря. Чтобы волна не смогла опрокинуть «Там Дао», платформу поднимают на 20 метров. Остается только опустить буровой станок на заранее подготовленный блок-кондуктор и начать работу.

Единственный действующий нефтеперерабатывающий завод в стране — НПЗ «Зунг Куат». В настоящее время начинается строительство НПЗ на севере страны и запланировано строительство на юге. НПЗ «Зунг Куат» построен за три года (с ноября 2005-го по январь 2009-го), запущен в феврале 2009 года. Совокупный объем инвестиций в строительство составил $3,053 млрд.

НПЗ «Нги Сон» планировался к строительству на севере страны, его мощность, согласно базовому проекту, — 10 млн тонн в год. Ввод в эксплуатацию был запланирован на 2013–2014 годы. Участники проекта НПЗ «Нги Сон»: PetroVietnam (25,1%), Idemitsu (Япония, 35,1%), Kuwait Petroleum (Кувейт, 35,1%), Mitsui Chemicals (Япония, 4,7%).

НПЗ «Лонг Сон» будет находиться на юге страны, его проектная мощность также 10 млн тонн в год. Проект находится на ранней стадии разработки, парт неры и инвесторы не определены. Ввод в эксплуатацию запланирован на 2016–2020 годы. Большая часть спроса на нефтепродукты сосредоточена в южной части Вьетнама. Объем спроса на нефтепродукты в центральной части, где расположен «Зунг Куат», невелик, однако удобство транспортировки нефтепродуктов по морю обеспечивает эффективный доступ ко всему рынку Вьетнама для сбыта продукции завода «Зунг Куат

Нефтяное месторождение «Белый Тигр» (Бать Хо) расположено на шельфе Южно-Китайского моря в экономической зоне Вьетнама на удалении 120 км от берега (г. Вунгтау). Оператором месторождения является российско-вьетнамское СП «Вьетсовпетро».

Месторождение открыто в 1975 году. Промышленная добыча началось в 1986 году. Начальные запасы нефти оценивались в 191,1 млн тонн.

Геологический разрез «Белый Тигр» месторождения представлен кристаллическими породами фундамента поверх которого находятся терригенные породы осадочного чехла. Максимальная мощность осадочного чехла превышает 4300 метров, вскрытая мощность фундамента достигает 1700 метров.

Разработка месторождения «Белый Тигр» начата с ввода эксплуатацию залежей нижнего миоцена. Сейчас в разработке находятся залежи нижнего миоцена, верхнего олигоцена, а также фундамента.

Залежь в фундаменте открыта в 1988 году и приурочена к массиву трещиноватых гранитоидных пород (граниты, диориты). Размерами залежи в плане 28х7 км. Проницаемость коллектора фундамента очень большая и достигает 20 Дарси.

Всего на месторождении 296 скважин, в том числе 219 добывающих, 45 нагнетательных, 20 скважин ликвидировано, 8 находятся в консервации и 4 наблюдательные.

Максимальная добыча нефти в целом по месторождению была достигнута в 2002 году и составила 12,9 млн. тонн, причем из залежи фундамента было добыто подавляющее количество – 12,1 млн. тонн.

По состоянию на 2012 год накопленная добыча нефти составила – 187 млн. т, накопленная закачка воды достигла – 270 млн. м3. Текущий КИН составляет – 0,33.

Начальное пластовое давление залежи фундамента на отметке - 3650 м (условная середина залежи) составляло 41,7 МПа. Начальный период эксплуатации залежи характеризуется значительным падением пластового давления и проявлением замкнуто-упругого режима разработки. На момент принятия решения о внедрении заводнения пластовое давление снизилось на 13,7 МПа до 28 МПа.

С 1995 года, через два года после начала закачки воды, темп снижения пластового давления значительно уменьшился, режим работы залежи изменился с упругого на упруго-водонапорный. В период с 2005 по 2008 годы падение пластового давления составило 0,9 МПа и затем стабилизировалось на уровне 23 МПа.



infopedia.su

О происхождении нефти и газа: mirvn

Сегодня более 95% всей нефти добывается из осадочных пород и вывод, сделанный еще в 1973-м был вполне обоснован, поскольку в то время цифра приближалась к 100%. Для всех казалось ясным, что нефть имеет биогенный генезис.

Сторонники минерального синтеза углеводородов базировались на теоретических изысканиях, так как месторождений меньше и для доказательств требовалось выходить на большие глубины. Тогда подобных видов бурение почти не было, а нефтяные месторождения открывались в интервалах 1000-3000 метров. Сегодня количество глубинных разработок метаморфического, магматического происхождений значительно возросло и многие из них являются уникальными.

Кроме того, значительно расширились подходы к изучению углеводородов - начали подробно рассматриваться состав и различные свойства; анализироваться резервуары и процессы, которые могут способствовать формированию залежей. В природе не существует двух одинаковых месторождений - их великое многообразие.

Что касается противоречия сторонников теорий, то камень преткновений заключается в исходном материале, который дал начало этому уникальному природному явлению - углеводородным системам. Сторонники биогенного подхода считают, что он лежит на базе отжившего, живого материала, который формируется на дне осадочного бассейна.Отстаивающие принцип абиогенного генезиса настаивают, что процесс формирования в минеральном синтезе заключается в соединении углерода и водорода на значительных глубинах.

При этом сторонники органической гипотезы говорят о том, что нефть разрушается при температуре несколько сот градусов и образовываться на больших глубинах не может, равно как и поступать наверх, формируя те месторождения, которые сейчас разрабатываются.

Открытие сланцевого газа - безусловное подтверждение биогенного генезиса. Потому что сланцевый газ и нефть размещаются в толщах бывших глинистых пород, где находится тот органический материал, который и подвергался изменениям на больших глубинах. Сама же глинистая порода теряла воду и приобретала хрупкость. У нас они называются - аргиллиты. В классификации американских геологов - сланцы.

Задача при добыче ископаемых таким способом состоит в том, что бурится скважина с горизонтальным ответвлением при помощи которой производят гидроразрыв. Многосекционный ствол скважины способствует максимальному охвату зону дренажа, которая собирает сланцевую нефть и газ из породы. Это- уникальная технология и она используется где-то с 2005 года, но к 2009 году в США показатели вышли на уровень 80 миллиардов кубометров.

Важным фактором является сравнительная характеристика сланцевых месторождений и уникальных, крупных, вроде "Eagle-Ford" (Игл-Форд) или сверхгигантского - Уренгойского (третье в мире по газу). Первые скважины давали здесь порядка 2 миллионов кубометров в сутки, а сланцевые аналоги - десятки тысяч, реже - около сотни тысяч за тот же отрезок времени. Если Уренгойское месторождение уже много лет позволяет вести добычу, то участки сланцевого газа значительно менее долговечны (7-8 лет).

По второй теории изучение связано с энергетикой, динамикой и дегазацией земли - процессами, которые идут на значительных глубинах. Исследования устанавливают энергонасыщенные зоны земли, которые в свою очередь влияют (по абиогенной модели ученых) на образование углеводородов.Так, проведенное еще в прошлом веке государственное сейсмическое зондирование показало, что на глубинах в 100-150 км находятся флюидонасыщенные зоны.Исследования академика Щеглова позволили обнаружить такие зоны под Уренгойским в районе 50-55 км и далее 150-200 км. При этом контуры гигантского (свыше 7 триллионов кубометров)месторождения совпадают с размещением тех самых зон.Аналогичные результаты дали исследования Юрубчено-Тохомского месторождения и Ромашкинского нефтяного скопления. Последнее разрабатывается более 60 лет и татарские нефтяники уверены, что почти 200 лет смогут добывать нефть отсюда, так как идет постоянная подпитка глубинными флюидами.

Не меньшее значение имеет эндогенная, глубинная активность земных недр. На глубинах 10-18 км существуют, так называемые - коровые волноводы или трещиноватые зоны. Если имеет место подпитка, то волноводы принимают глубинные флюиды (идет процесс дилатансии, когда горные породы расширяются за счет насыщения их газом и нефтью).

После ослабления воздействия флюиды уходят отсюда и, промывая осадочную толщу, заполняют ловушки, которые там есть.Такой подход позволяет говорить о полигенезе нефти и газа. Потому что, если глубинные флюиды содержат углеводороды, которые образовались в результате минерального синтеза, то они приходят в осадочный чехол, промывают осадочную толщу и собирают микронефть, микрогаз.

Существуют достаточно специфические типы месторождений, как например - "Белый тигр", открытое советскими учеными. Нефть там размещается в гранитоидах (самые плотные, не подвергающиеся разрушению долгие годы - гранитные породы). В них залежи превышают 500 миллионов тонн.Причиной тому являются энергичные воздействия горячих флюидов, которые полностью преобразовывали этот плотный материал и произошло своего рода разуплотнение. Атмосферные, биосферные и литосферные вместе с глубинными процессами дали такое уникальное образование.

Отдельно следует отметить новый вид углеводородов - матричную нефть. Ее запасы были открыты в Оренбургском газоконденсатном месторождении в 2010 году. Это - нетрадиционный ресурс, который связан с плотной частью карбонатного резервуара и условия образования здесь были тоже полигенные. Они привели к формированию гигантских залежей нефти - там более 2.5 миллиардов тонн.

Помимо огромных запасов, месторождение содержит редкие и редкоземельные металлы как галлий, иттербий, ванадий, германий, стронций и другие. Все это позволяет перейти к новой нефте-газохимии, которая даст не только полипропилены, стиролы, но и углеродное волокно, нанотрубки, наносорбенты, новое поколение катализаторов и композитные материалы.

МАКИПИ, по материалам лекции академика РАН А.Н. Дмитриевского для Первого Геологического интернет-канала

mirvn.livejournal.com

О происхождении нефти и газа

Сегодня более 95% всей нефти добывается из осадочных пород и вывод, сделанный еще в 1973-м был вполне обоснован, поскольку в то время цифра приближалась к 100%. Для всех казалось ясным, что нефть имеет биогенный генезис.

Сторонники минерального синтеза углеводородов базировались на теоретических изысканиях, так как месторождений меньше и для доказательств требовалось выходить на большие глубины. Тогда подобных видов бурение почти не было, а нефтяные месторождения открывались в интервалах 1000-3000 метров. Сегодня количество глубинных разработок метаморфического, магматического происхождений значительно возросло и многие из них являются уникальными.

Кроме того, значительно расширились подходы к изучению углеводородов - начали подробно рассматриваться состав и различные свойства; анализироваться резервуары и процессы, которые могут способствовать формированию залежей. В природе не существует двух одинаковых месторождений - их великое многообразие.

Что касается противоречия сторонников теорий, то камень преткновений заключается в исходном материале, который дал начало этому уникальному природному явлению - углеводородным системам. Сторонники биогенного подхода считают, что он лежит на базе отжившего, живого материала, который формируется на дне осадочного бассейна.Отстаивающие принцип абиогенного генезиса настаивают, что процесс формирования в минеральном синтезе заключается в соединении углерода и водорода на значительных глубинах.

При этом сторонники органической гипотезы говорят о том, что нефть разрушается при температуре несколько сот градусов и образовываться на больших глубинах не может, равно как и поступать наверх, формируя те месторождения, которые сейчас разрабатываются.

Открытие сланцевого газа - безусловное подтверждение биогенного генезиса. Потому что сланцевый газ и нефть размещаются в толщах бывших глинистых пород, где находится тот органический материал, который и подвергался изменениям на больших глубинах. Сама же глинистая порода теряла воду и приобретала хрупкость. У нас они называются - аргиллиты. В классификации американских геологов - сланцы.

Задача при добыче ископаемых таким способом состоит в том, что бурится скважина с горизонтальным ответвлением при помощи которой производят гидроразрыв. Многосекционный ствол скважины способствует максимальному охвату зону дренажа, которая собирает сланцевую нефть и газ из породы. Это- уникальная технология и она используется где-то с 2005 года, но к 2009 году в США показатели вышли на уровень 80 миллиардов кубометров.

Важным фактором является сравнительная характеристика сланцевых месторождений и уникальных, крупных, вроде "Eagle-Ford" (Игл-Форд) или сверхгигантского - Уренгойского (третье в мире по газу). Первые скважины давали здесь порядка 2 миллионов кубометров в сутки, а сланцевые аналоги - десятки тысяч, реже - около сотни тысяч за тот же отрезок времени. Если Уренгойское месторождение уже много лет позволяет вести добычу, то участки сланцевого газа значительно менее долговечны (7-8 лет).

По второй теории изучение связано с энергетикой, динамикой и дегазацией земли - процессами, которые идут на значительных глубинах. Исследования устанавливают энергонасыщенные зоны земли, которые в свою очередь влияют (по абиогенной модели ученых) на образование углеводородов.Так, проведенное еще в прошлом веке государственное сейсмическое зондирование показало, что на глубинах в 100-150 км находятся флюидонасыщенные зоны.Исследования академика Щеглова позволили обнаружить такие зоны под Уренгойским в районе 50-55 км и далее 150-200 км. При этом контуры гигантского (свыше 7 триллионов кубометров)месторождения совпадают с размещением тех самых зон.Аналогичные результаты дали исследования Юрубчено-Тохомского месторождения и Ромашкинского нефтяного скопления. Последнее разрабатывается более 60 лет и татарские нефтяники уверены, что почти 200 лет смогут добывать нефть отсюда, так как идет постоянная подпитка глубинными флюидами.

Не меньшее значение имеет эндогенная, глубинная активность земных недр. На глубинах 10-18 км существуют, так называемые - коровые волноводы или трещиноватые зоны. Если имеет место подпитка, то волноводы принимают глубинные флюиды (идет процесс дилатансии, когда горные породы расширяются за счет насыщения их газом и нефтью).

После ослабления воздействия флюиды уходят отсюда и, промывая осадочную толщу, заполняют ловушки, которые там есть.Такой подход позволяет говорить о полигенезе нефти и газа. Потому что, если глубинные флюиды содержат углеводороды, которые образовались в результате минерального синтеза, то они приходят в осадочный чехол, промывают осадочную толщу и собирают микронефть, микрогаз.

Существуют достаточно специфические типы месторождений, как например - "Белый тигр", открытое советскими учеными. Нефть там размещается в гранитоидах (самые плотные, не подвергающиеся разрушению долгие годы - гранитные породы). В них залежи превышают 500 миллионов тонн.Причиной тому являются энергичные воздействия горячих флюидов, которые полностью преобразовывали этот плотный материал и произошло своего рода разуплотнение. Атмосферные, биосферные и литосферные вместе с глубинными процессами дали такое уникальное образование.

Отдельно следует отметить новый вид углеводородов - матричную нефть. Ее запасы были открыты в Оренбургском газоконденсатном месторождении в 2010 году. Это - нетрадиционный ресурс, который связан с плотной частью карбонатного резервуара и условия образования здесь были тоже полигенные. Они привели к формированию гигантских залежей нефти - там более 2.5 миллиардов тонн.

Помимо огромных запасов, месторождение содержит редкие и редкоземельные металлы как галлий, иттербий, ванадий, германий, стронций и другие. Все это позволяет перейти к новой нефте-газохимии, которая даст не только полипропилены, стиролы, но и углеродное волокно, нанотрубки, наносорбенты, новое поколение катализаторов и композитные материалы.

МАКИПИ, по материалам лекции академика РАН А.Н. Дмитриевского для Первого Геологического интернет-канала

russianinterest.livejournal.com

О происхождении нефти и газа

Сегодня более 95% всей нефти добывается из осадочных пород и вывод, сделанный еще в 1973-м был вполне обоснован, поскольку в то время цифра приближалась к 100%. Для всех казалось ясным, что нефть имеет биогенный генезис.

Сторонники минерального синтеза углеводородов базировались на теоретических изысканиях, так как месторождений меньше и для доказательств требовалось выходить на большие глубины. Тогда подобных видов бурение почти не было, а нефтяные месторождения открывались в интервалах 1000-3000 метров. Сегодня количество глубинных разработок метаморфического, магматического происхождений значительно возросло и многие из них являются уникальными.

Кроме того, значительно расширились подходы к изучению углеводородов - начали подробно рассматриваться состав и различные свойства; анализироваться резервуары и процессы, которые могут способствовать формированию залежей. В природе не существует двух одинаковых месторождений - их великое многообразие.

Что касается противоречия сторонников теорий, то камень преткновений заключается в исходном материале, который дал начало этому уникальному природному явлению - углеводородным системам. Сторонники биогенного подхода считают, что он лежит на базе отжившего, живого материала, который формируется на дне осадочного бассейна.Отстаивающие принцип абиогенного генезиса настаивают, что процесс формирования в минеральном синтезе заключается в соединении углерода и водорода на значительных глубинах.

При этом сторонники органической гипотезы говорят о том, что нефть разрушается при температуре несколько сот градусов и образовываться на больших глубинах не может, равно как и поступать наверх, формируя те месторождения, которые сейчас разрабатываются.

Открытие сланцевого газа - безусловное подтверждение биогенного генезиса. Потому что сланцевый газ и нефть размещаются в толщах бывших глинистых пород, где находится тот органический материал, который и подвергался изменениям на больших глубинах. Сама же глинистая порода теряла воду и приобретала хрупкость. У нас они называются - аргиллиты. В классификации американских геологов - сланцы.

Задача при добыче ископаемых таким способом состоит в том, что бурится скважина с горизонтальным ответвлением при помощи которой производят гидроразрыв. Многосекционный ствол скважины способствует максимальному охвату зону дренажа, которая собирает сланцевую нефть и газ из породы. Это- уникальная технология и она используется где-то с 2005 года, но к 2009 году в США показатели вышли на уровень 80 миллиардов кубометров.

Важным фактором является сравнительная характеристика сланцевых месторождений и уникальных, крупных, вроде "Eagle-Ford" (Игл-Форд) или сверхгигантского - Уренгойского (третье в мире по газу). Первые скважины давали здесь порядка 2 миллионов кубометров в сутки, а сланцевые аналоги - десятки тысяч, реже - около сотни тысяч за тот же отрезок времени. Если Уренгойское месторождение уже много лет позволяет вести добычу, то участки сланцевого газа значительно менее долговечны (7-8 лет).

По второй теории изучение связано с энергетикой, динамикой и дегазацией земли - процессами, которые идут на значительных глубинах. Исследования устанавливают энергонасыщенные зоны земли, которые в свою очередь влияют (по абиогенной модели ученых) на образование углеводородов.Так, проведенное еще в прошлом веке государственное сейсмическое зондирование показало, что на глубинах в 100-150 км находятся флюидонасыщенные зоны.Исследования академика Щеглова позволили обнаружить такие зоны под Уренгойским в районе 50-55 км и далее 150-200 км. При этом контуры гигантского (свыше 7 триллионов кубометров)месторождения совпадают с размещением тех самых зон.Аналогичные результаты дали исследования Юрубчено-Тохомского месторождения и Ромашкинского нефтяного скопления. Последнее разрабатывается более 60 лет и татарские нефтяники уверены, что почти 200 лет смогут добывать нефть отсюда, так как идет постоянная подпитка глубинными флюидами.

Не меньшее значение имеет эндогенная, глубинная активность земных недр. На глубинах 10-18 км существуют, так называемые - коровые волноводы или трещиноватые зоны. Если имеет место подпитка, то волноводы принимают глубинные флюиды (идет процесс дилатансии, когда горные породы расширяются за счет насыщения их газом и нефтью).

После ослабления воздействия флюиды уходят отсюда и, промывая осадочную толщу, заполняют ловушки, которые там есть.Такой подход позволяет говорить о полигенезе нефти и газа. Потому что, если глубинные флюиды содержат углеводороды, которые образовались в результате минерального синтеза, то они приходят в осадочный чехол, промывают осадочную толщу и собирают микронефть, микрогаз.

Существуют достаточно специфические типы месторождений, как например - "Белый тигр", открытое советскими учеными. Нефть там размещается в гранитоидах (самые плотные, не подвергающиеся разрушению долгие годы - гранитные породы). В них залежи превышают 500 миллионов тонн.Причиной тому являются энергичные воздействия горячих флюидов, которые полностью преобразовывали этот плотный материал и произошло своего рода разуплотнение. Атмосферные, биосферные и литосферные вместе с глубинными процессами дали такое уникальное образование.

Отдельно следует отметить новый вид углеводородов - матричную нефть. Ее запасы были открыты в Оренбургском газоконденсатном месторождении в 2010 году. Это - нетрадиционный ресурс, который связан с плотной частью карбонатного резервуара и условия образования здесь были тоже полигенные. Они привели к формированию гигантских залежей нефти - там более 2.5 миллиардов тонн.

Помимо огромных запасов, месторождение содержит редкие и редкоземельные металлы как галлий, иттербий, ванадий, германий, стронций и другие. Все это позволяет перейти к новой нефте-газохимии, которая даст не только полипропилены, стиролы, но и углеродное волокно, нанотрубки, наносорбенты, новое поколение катализаторов и композитные материалы.

МАКИПИ, по материалам лекции академика РАН А.Н. Дмитриевского для Первого Геологического интернет-канала

fomasovetnik.livejournal.com

О происхождении нефти и газа

Сегодня более 95% всей нефти добывается из осадочных пород и вывод, сделанный еще в 1973-м был вполне обоснован, поскольку в то время цифра приближалась к 100%. Для всех казалось ясным, что нефть имеет биогенный генезис.

Сторонники минерального синтеза углеводородов базировались на теоретических изысканиях, так как месторождений меньше и для доказательств требовалось выходить на большие глубины. Тогда подобных видов бурение почти не было, а нефтяные месторождения открывались в интервалах 1000-3000 метров. Сегодня количество глубинных разработок метаморфического, магматического происхождений значительно возросло и многие из них являются уникальными.

Кроме того, значительно расширились подходы к изучению углеводородов - начали подробно рассматриваться состав и различные свойства; анализироваться резервуары и процессы, которые могут способствовать формированию залежей. В природе не существует двух одинаковых месторождений - их великое многообразие.

Что касается противоречия сторонников теорий, то камень преткновений заключается в исходном материале, который дал начало этому уникальному природному явлению - углеводородным системам. Сторонники биогенного подхода считают, что он лежит на базе отжившего, живого материала, который формируется на дне осадочного бассейна.

Отстаивающие принцип абиогенного генезиса настаивают, что процесс формирования в минеральном синтезе заключается в соединении углерода и водорода на значительных глубинах.

При этом сторонники органической гипотезы говорят о том, что нефть разрушается при температуре несколько сот градусов и образовываться на больших глубинах не может, равно как и поступать наверх, формируя те месторождения, которые сейчас разрабатываются.

Открытие сланцевого газа - безусловное подтверждение биогенного генезиса. Потому что сланцевый газ и нефть размещаются в толщах бывших глинистых пород, где находится тот органический материал, который и подвергался изменениям на больших глубинах. Сама же глинистая порода теряла воду и приобретала хрупкость. У нас они называются - аргиллиты. В классификации американских геологов - сланцы.

Задача при добыче ископаемых таким способом состоит в том, что бурится скважина с горизонтальным ответвлением при помощи которой производят гидроразрыв. Многосекционный ствол скважины способствует максимальному охвату зону дренажа, которая собирает сланцевую нефть и газ из породы. Это- уникальная технология и она используется где-то с 2005 года, но к 2009 году в США показатели вышли на уровень 80 миллиардов кубометров.

Важным фактором является сравнительная характеристика сланцевых месторождений и уникальных, крупных, вроде "Eagle-Ford" (Игл-Форд) или сверхгигантского - Уренгойского (третье в мире по газу). Первые скважины давали здесь порядка 2 миллионов кубометров в сутки, а сланцевые аналоги - десятки тысяч, реже - около сотни тысяч за тот же отрезок времени. Если Уренгойское месторождение уже много лет позволяет вести добычу, то участки сланцевого газа значительно менее долговечны (7-8 лет).

По второй теории изучение связано с энергетикой, динамикой и дегазацией земли - процессами, которые идут на значительных глубинах. Исследования устанавливают энергонасыщенные зоны земли, которые в свою очередь влияют (по абиогенной модели ученых) на образование углеводородов. Так, проведенное еще в прошлом веке государственное сейсмическое зондирование показало, что на глубинах в 100-150 км находятся флюидонасыщенные зоны. Исследования академика Щеглова позволили обнаружить такие зоны под Уренгойским в районе 50-55 км и далее 150-200 км. При этом контуры гигантского (свыше 7 триллионов кубометров)месторождения совпадают с размещением тех самых зон.

Аналогичные результаты дали исследования Юрубчено-Тохомского месторождения и Ромашкинского нефтяного скопления. Последнее разрабатывается более 60 лет и татарские нефтяники уверены, что почти 200 лет смогут добывать нефть отсюда, так как идет постоянная подпитка глубинными флюидами.

Не меньшее значение имеет эндогенная, глубинная активность земных недр. На глубинах 10-18 км существуют, так называемые - коровые волноводы или трещиноватые зоны. Если имеет место подпитка, то волноводы принимают глубинные флюиды (идет процесс дилатансии, когда горные породы расширяются за счет насыщения их газом и нефтью).

После ослабления воздействия флюиды уходят отсюда и, промывая осадочную толщу, заполняют ловушки, которые там есть. Такой подход позволяет говорить о полигенезе нефти и газа. Потому что, если глубинные флюиды содержат углеводороды, которые образовались в результате минерального синтеза, то они приходят в осадочный чехол, промывают осадочную толщу и собирают микронефть, микрогаз.

Существуют достаточно специфические типы месторождений, как например - "Белый тигр", открытое советскими учеными. Нефть там размещается в гранитоидах (самые плотные, не подвергающиеся разрушению долгие годы - гранитные породы). В них залежи превышают 500 миллионов тонн. Причиной тому являются энергичные воздействия горячих флюидов, которые полностью преобразовывали этот плотный материал и произошло своего рода разуплотнение. Атмосферные, биосферные и литосферные вместе с глубинными процессами дали такое уникальное образование.

Отдельно следует отметить новый вид углеводородов - матричную нефть. Ее запасы были открыты в Оренбургском газоконденсатном месторождении в 2010 году. Это - нетрадиционный ресурс, который связан с плотной частью карбонатного резервуара и условия образования здесь были тоже полигенные. Они привели к формированию гигантских залежей нефти - там более 2.5 миллиардов тонн.

Помимо огромных запасов, месторождение содержит редкие и редкоземельные металлы как галлий, иттербий, ванадий, германий, стронций и другие. Все это позволяет перейти к новой нефте-газохимии, которая даст не только полипропилены, стиролы, но и углеродное волокно, нанотрубки, наносорбенты, новое поколение катализаторов и композитные материалы.

МАКИПИ, по материалам лекции академика РАН А.Н. Дмитриевского для Первого Геологического интернет-канала

russianinterest.ru

СОВРЕМЕННЫЕ ТЕНДЕНЦИИ В ГЕОЛОГИИ НЕФТИ И ГАЗА

Геология нефти и газа как са­мостоятельное научное направле­ние насчитывает 150 лет. За этот период накоплены практический опыт и теоретические знания, которые за­ложены в основу поиска и разведки месторождений нефти и газа. Глав­ным постулатом, который опреде­лял и определяет направление по­исково-разведочных работ, являет­ся осадочно-миграционная модель образования нефти и газа. С ее по­мощью было выявлено более 30 тыс. месторождений УВ в различных нефтегазоносных бассейнах мира, создана мощнейшая мировая инду­стрия нефти и газа. Однако класси­ческая теория не отражает всей многообразной природы геологии нефти и газа, ограничивает теоре­тический кругозор специалистов, не позволяет выявлять новые (нетра­диционные) объекты поиска.

Не отвергая осадочно-миграционную теорию образо­вания нефти и газа и формирования их залежей, целесообразно допол­нить ее с учетом современных достижений науки. В последние годы выдви­гается геодинамическая модель образования УВ, в основе которой заложено представление о тесной генетической связи "рождения" не­фти и газа с глобальными, цикличе­ски повторяющимися событиями — раскрытием и закрытием океанов обусловленные крупными тектоническими циклами про­должительностью около 600 млн лет (Гаврилов В.П., 1989). Для нефтегазообразования наи­более благоприятны фазы субдукции.

Выделяют несколько ме­ханизмов "производства" нефти: субдукционно-обдукционный, рифтогенный, депресионный.

Субдукционно-обдукцион­ная модельнефтегазообразования характерна для зон субдукций, рас­положенных по окраинам океанов, и зон столкновения континентов при закрытии океани­ческих бассейнов. Она предусматри­вает накопление огромных масс осадков с рассеянным 0В, их затягивание в зону поглощения, где отмечаются жесткие термоба­рические условия. Находясь под действием высоких температур (100-400 °С) в течение 1-2 млн лет, ОВ попадает в очень благоприятную для нефтегазообразования ситуа­цию. Рассеянная капельно-жидкая нефть и газ моби­лизуются и вовлекаются в общий глубинный водоминеральный поток термальными водами, которые воз­никают при дегидратации океаниче­ской литосферы в зонах субдукции (Сорохтин О.Г., Ушаков С.А., 2002). Избыточное давление термальных вод поддерживается постоянной мо­билизацией и перегревом поровых вод океанических осадков, а также вод, освобождающихся при дегид­ратации коры. По мере удаления от зон поддвига температура и давле­ние термальных вод уменьшаются, замедляется и скорость фильтрации водоминерального потока. Созда­ются условия, благоприятные для аккумуляции УВ в залежи.

Образование нефти и газа по субдукционно-обдукционной модели не предусматривает обязательного на­личия особых нефтегазоматеринских пород. Возникновение УВ-флюида бу­дет происходить по мере погружения океанической плиты в мантию.

Рифтогенная модельнефте­газообразования подразумевает накопление мощной толщи осадков (10-12 км) вначале в континенталь­ных, а затем в условиях межконти­нентальных морей. Застойный ре­жим осадконакопления благоприят­ствует формированию глинистых пород, обогащенных ОВ (нефтегазоматеринские свиты).

Высокий тепловой поток, кото­рый идет от приближенной к подо­шве литосферы горячей мантии, активизирует процессы переработки ОВ в капельно-жидкую нефть. В этой ситуации вовсе не обязательно, чтобы нефте­газоматеринские породы были по­гружены на значительную глубину. Образование нефти и газа мо­жет протекать уже в донных осадках, как, напри­мер, в "горячих ямах" Красного моря в современных условиях.

Если процессы рифтогенеза не сопровождаются раскрытием океа­на, а останавливаются на фазе рифта, то над рифтовыми структу­рами закладываются круп­ные впадины (синеклизы). Внутри континентов формируются регио­нальные зоны нефтегазонакопления рифтогенного типа (например, месторождения З.Сибири и Северного моря). Таким образом, рифтогенные геодинамические ре­жимы могут проявляться внутри континентов или на их окраинах (окраинно-континентальные).

Депрессионная модель.Наряду с рассмотренными дву­мя основными геодинамическими режимами не отвергается существование депрессионноймоделинефтегазообразования, которая характерна для ряда крупных внутриплатформенных и межгорных впадин, не ослож­ненных рифтогенезом. В отличие от субдукционно-обдукционного и риф­тогенного режимов, депрессионный отличается относительно меньшей прогретостью недр и, следователь­но, более "вялым" течением процес­сов нефтегазообразования. Для их активизации исходным осадкам тре­буется погрузиться на глубину 2-3 км, т.е. попасть в наиболее благоприят­ные термобарические условия (в главную зону нефтегазообразова­ния (по Н.Б.Вассоевичу).

Важным преимуществом рифтогенной и субдукционно-обдукцион-ной моделей нефтегазообразования является раскрытость недр, что пред­определяет флюидный об­мен поверхностных и глубинных сфер.

Таким образом, представляется весьма вероятным существование в земной коре, гидросфере и атмо­сфере двух УВ-потоков: органиче­ского и неорганического, которые в своей эволюции испытывают взаим­ное проникновение и смешение.

На современном этапе разви­тия учения о геологии нефти и газа необходимо признать многофак­торность и многовариантность про­цесса генезиса нефти и газа, отка­заться от противостояния "органи­ков" и "неоргаников". Образование УВ обусловлено различными при­чинами, носит смешанный характер. Характерной тенденцией со­временного этапа развития геоло­гии нефти и газа являются пере­смотр глобальных закономерно­стей пространственного распреде­ления месторождений нефти и газа в земной коре и вытекающая из этого корректировка подходов к нефтегазогеологическому районированию недр. В качестве опреде­ляющей закономерности рядом ученых рассматривается поясное распространение нефтегазоносных территорий (В.Е.Хаин, Д.В.Несмея­нов, В.П.Гаврилов и др.).

Субдукционно-обдукционные поясанефтегазонакопления распо­лагаются по окраинам платформ — в прошлом зон столкновения лито-сферных плит. Им соответствуют линейные прогибы, вытянутые вдоль контакта платформенных равнин с горными системами (передовые прогибы), а также смежные плат­форменные склоны, в совокупности образующие краевые системы. К та­ким поясам относятся Предуральско-Предновоземельский, Предкордильерский, Предверхоянский, Восточно-Сибир­ский, Африкано-Индийский и др. В настоящее время они располага­ются внутри континентов, но в пери­од "рождения" нефти и газа и пер­вичного формирования их залежей представляли собой континенталь­ные окраины, по периферии кото­рых протягивались зоны поддвига, и образование УВ протекало по субдукционно-обдукционной моде­ли.

Рифтогенные поясапротяги­ваются либо по окраинам современых материков (окраинно-континентальные), либо располагаются внутриних (внутриконтинентальные). Рифтовые системы, которые не трансформировались в океаны и вструктуре земной коры представлены внутриконтинентальными рифтами, образуют внутриконтинентальные рифтогенные пояса нефтегазонакопления (Североморский, З.-Сибирский и др.).

Если рифтовые системы в про­цессе развития преобразовались в океанические бассейны, внутриконтинентальные системы рифтов оказывались разобщенныссимметрично удаленными друг от друга фрагментами. В современной структуре земной коры им соответствуют окраинно-континентальные рифтогенные пояса нефтегазонакопления (В.Североамериканский, З.-Европейский, В.-Южноамериканский, З.-Африканский).

Депрессионные поясанефтегозонакопления можно выделить во внутренних областях некоторых континентов. Созревание 0В в их пределах пол­стью зависело от времени попадания потенциальной нефтегазоматеринской толщи в главную зону нефтегазообразования, что определяется глубиной погружения исходного вещеста. В связи с этим начало процесса нефтегазообразования затягивалось.

В поясах нефтегазонакопления пространственная концентрация месторождений нефти и газа крайне неравномерна. На фоне рассеян­ной нефтегазоносности выделяют­ся области с аномально высокой концентрацией запасов - полюса нефтегазонакоп­ления. Так, в пределах России вдоль Урала протягивается Предуральско-Предновоземельский пояс нефтега­зонакопления, в пределах которого выделяются полюса: Арктический, Волго-Уральский, Северо-Каспийский и Печорский.

Западно-Сибирский пояс вклю­чает три полюса нефтегазонакопле­ния: Среднеобский, Уренгойский и Ямало-Карский.

Кроме этих основных поясов нефтегазонакопления на террито­рии России прогнозируются Сред­не-Русский, Восточно-Сибирский и Предверхоянский пояса нефтегазо­накопления. По югу России и в при­легающих странах СНГ трассируется Кавказско-Памирский пояс нефтега­зонакопления, в который входят нефтегазоносные провинции и обла­сти Азербайджана, Казахстана, Туркмении и Узбекистана.

Применение геодинамических подходов к проблеме происхожде­ния нефти и газа выдвигает два нетрадиционных, но потенциально перспективных объ­екта поисковых работ на нефть и газ — это поднадвиговые зоны гор­но-складчатых сооружений и фун­дамент платформенных областей.

Руководствуясь геодинамиче­ской идеей обнаружены существенные запасы УВ-сырья в поднадвиговых зонах Скалистых гор и Аппалачей, в Канаде, Мек­сике, на Кубе, в Швейцарских Аль­пах, Новой Зеландии и других регио­нах.

Второй нетрадиционный объект поиска — это фундамент платформ. Залежи УВ в фундаменте установлены на древ­них (С. и Ю. Америка) и молодых (З.Сибирь, З.Европа) платформах, в меж­горных впадинах молодых горно­складчатых областей (Венесуэла).

Мировой опыт показывает, что почти 65 % залежей УВ в фунда­менте приурочено к породам крис­таллического типа и только 35 % — к складчато-метаморфическим. По­следний является верхней частью "гранитного" слоя земной коры и состоит преимущественно из гранитоидных магматических по­род. Залежи нефти в фундаменте чаще всего тяготеют именно к гранитоидам. (Сорохтин О.Г., Ушаков С.А., 2002). С геодинамическим механиз­мом генезиса гранитоидов тесно увязывается и процесс насыщения их УВ-флюидами. Предлагает­ся следующий возможный меха­низм образования и накопления УВ в трещинных зонах кристалличе­ского фундамента (Гаврилов В.П., 2000). В первично-осадочных комп­лексах, участво­вавших в процессах гра­нитизации и в конечном итоге в об­разовании гранитной коры содержалось и рас­сеянное 0В.

Таким образом, одновременно с формированием "гранитного" слоя коры возникли и УВ-флюиды, включающиеся в общий водомине­ральный поток, вместе с которым они и попадали в осадочные поро­ды. Важным аргументом в пользу выдвигаемой идеи является обнару­жение УВ-газов в пузырьках, капсулированных в гранитоидах. Суммарное содержание флюи­дов во включениях колеблется в ши­роких пределах — от 8 до 180 см3/кг породы (среднее 30 см3/кг породы). В составе флюидов пре­обладают водород и метан, соот­ветственно 9,97 и 14,66 см3/кг (Гаврилов В.П., 2000).

Участие УВ-флюидов в газовом "дыхании" земных недр и как резу­льтат этого капсулирование УВ-га­зов в виде включений в микротре­щинах пород, минералах фундамен­та отмечены исследователями для многих регионов. Так, в фун­даменте Сибирской платформы установлены реликты законсервиро­ванного флюида, газовая фаза ко­торого состоит из метана, а жидкая — из водных и УВ-соединений. Флюи­ды в породах фундамента Сибир­ской платформы, Южно-Татарского свода, Днепровско-Донецкой впади­ны, Припятского прогиба представ­ляют собой относительно низкотем­пературную систему, газовая фаза которой на 90 % представлена мета­ном и его гомологами (Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., 1986).

Геодинамиче­ские подходы к проблеме образо­вания "гранитного" слоя коры и происхождения нефти и газа позво­ляют утверждать, что сам слой мо­жет быть регионально нефтегазо­носным. Он способен как по­лучать нефть из примыкаю­щих осадочных пород, так и проду­цировать УВ-соединения и "впрыс­кивать" их в перекрывающий осадочный чехол.

В кристаллических породах фундамента можно ожидать сущест­вование принципиально новых зон нефтегазонакопления (Гаврилов В.П. и др., 2001). Это зоны повышенной трещиноватости, дробления земной коры, т.е. круп­ные (региональные, глубинные) раз­ломы. Принципиальное их отличие от структурных ловушек состоит в том, что они осуществляют не структурный, а резервуарный конт­роль за залежью нефти или газа.

Как правило, крупные разломы земной коры имеют листрический характер, с глубиной выполаживаются. Листрические разло­мы работают как насосы, перекачивая флюиды из чехла в фундамент и обратно. Подобным образом могли сформироваться крупные место­рождения УВ.

Дата добавления: 2015-08-18; просмотров: 232 | Нарушение авторских прав

Читайте в этой же книге: Терригенные (обломочные) породы | Глинистые породы | Вулканогенно - осадочные породы | Преобразование и строение осадочных горных пород | Нефтегазоносные комплексы | Коллекторы | Карбонатные коллекторы | Терригенные коллекторы | Нетрадиционные коллекторы. | Покрышки природных резервуаров |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.009 сек.)

mybiblioteka.su