Валерий Карпов

Новые горизонты "старых" месторождений

Recommended Posts

Уважаемые коллеги!

Принято считать, что «старые» месторождения обречены, а их инфраструктура – в конечном счете – станет невостребованной, превратившись в тяжелую обузу для недропользователей. Этого, однако, можно избежать, если вовремя преодолеть кризис новых идей и отсутствие нестандартных подходов к оценке геологических моделей; если вовремя скорректировать подходы к изучению нефтегазоносности этих месторождений, ложно считающиеся исчерпывающе изученными; если кардинально изменить точку зрения на устоявшиеся принципы ведения разработки месторождения. 

Падающая добыча, растущая обводненность при полном отсутствии резервов компенсации этих явлений - стандартная ситуация, наблюдаемая во многих старых нефтегазодобывающих районах. Но практически нет ни одного месторождения, окончательно выведенного из эксплуатации по причине отсутствия нефти. 

Как правило, достигнутый КИН превышает (и значительно) показатель, принятый при первоначальном подсчете запасов УВ. Поначалу это отклонение нивелируется введением уточнений в подсчетные параметры, затем – почти неизбежно – признание факта восполнения запасов УВ. Принципиально говоря, все естественные выходы нефти на поверхность земли следует квалифицировать как свидетельства процесса восполнения…(см.НХ №3/12, НГВ №4/12)

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Ярким примером в этом отношении являются месторождения в Терско-Сунженском районе (Чеченская Республика), Ромашкинское месторождение (Республика Татарстан). Явные или
неявные признаки этого явления обнаружены в других регионах (в Казахстане, в
Прикаспии, в Азербайджане, в Западной Сибири и т.п.) Версий его природы
несколько (вплоть до отрицания такового), но ни одно из них инструментально не
доказано. При этом, отмечены характерные объединяющие черты:

-пульсирующий характер работы скважин, эксплуатируемых на стадии истощения, нередко связываемый с проявлением сейсмичности;
- изменение состава добываемой жидкости во времени;

-нефтегазопроявления из ликвидированных скважин, не всегда объяснимые техногенными причинами;

-долговременная работа отдельных скважин, дебиты и суммарный отбор нефти из которых никак не согласовываются с подсчитанными и неоднократно пересчитанными запасами УВ;

-признаки вторичности скоплений нефти и газа в природных резервуарах;

-образование крупных скоплений углеводородов по всему разрезу осадочного бассейна, включая кристаллический фундамент, независимо от литологического состава горных пород, содержания и типа в них органического вещества;

- неравномерность нефтегазонакопления, высокая плотность гигантских  месторождений нефти и газа в отдельно, относительно небольших, районах;

- аномально-высокие и аномально-низкие пластовые давления в залежах УВ;

-относительно узкий диапазон геологического времени, близкий к современной эпохе, в котором окончательно образовались все крупные месторождения мира;

- связь месторождений нефти и газа с новейшими и современными тектоническими движениями земной коры, признаки продолжения процесса нефтегазонакопления в настоящее время;

- приуроченность скоплений нефти и газа к  разломам, активизированным на более поздних и завершающих этапах тектонического развития;

-аномальная прогретость недр;

-наличие геохимических аномалий при поверхностных наблюдениях;

-резкое уменьшение вплоть до полного исчезновения прямых признаков УВ по направлению от ВНК к водонасыщенной части резервуара;

-максимальная магнитная напряженность в пределах отрицательных гравиметрических аномалий;

-отсутствие прямой связи между площадью залежи и количеством запасов при аномально высокой их плотности;

-наличие признаков древних ВНК;
-площадная и вертикальная зональности в характере нефтенасыщения залежи и мощности отдельных зон.



 


 


На многих «старых» месторождениях наблюдается парагенетическая ассоциация
(сонахождение) положительной и отрицательной структур, разделенных разломом.
Причем, отрицательная структура имеет наложенный или возрожденный характер и образовалась (или обновилась) в последнюю фазу активизации тектонических движений. К этому моменту основные крупнейшие залежи были сформированы, а появление (возрождение) отрицательной структуры привело к переформированию первичной залежи с образованием вторичного скопления УВ (и не
одного) в приразломном пространстве под влиянием гидродинамической воронки,
всосавшей часть УВ с размещением их на  глубинах, как правило, больших, чем они
находились до этого. Часто отрицательные структуры приурочены к рифтам (в
т.ч. возрожденным). Связь первичной и вторичной залежей, видимо, прервалась с
завершением активной фазы, но периодически возобновлялась в периоды оживления
разлома в неотектонический этап развития и на современном этапе, что
подтверждается обусловленностью новейшими и современными тектоническими
движениями и объясняет восполняемость запасов УВ. Этим же объясняется и
пульсирующий характер работы скважин (с изменением состава УВ), коррелируемый с
сейсмичностью, как и нефтегазопроявления в ликвидированных скважинах.
Аномальный характер работы отдельных скважин связан с непосредственным влиянием
разлома, деструкцией пород в приразломной зоне. Отклонения величин пластового
давления от гидростатического характера распределения  отражают степень восстановления (релаксации) тектонофизической напряженности пород после их дилатансии. Время
формирования таких залежей практически совпадает со временем образования
ловушки и датируется периодом последней активизацией разлома, т.е. эти залежи
самые молодые. Активизация разлома приводит к аномальной прогретости
приразломных зон, фиксируемой и в современном температурном поле, к появлению
геохимических, положительных магнитных и отрицательных гравиметрических
аномалий. Теряется зависимость между площадью залежи и количеством запасов с
увеличением их плотности. Происходит трансформация горизонтального облика залежи в вертикальный ряд скоплений с определенным смещением по площади и по глубине, с оставлением следов древних ВНК. Вторичность таких залежей подчеркивается как составом УВ, так  и трещиноватостью пород, осложненной образованием вторичных минералов, запечатывающих эти залежи. 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

В итоге, ассоциация положительной и отрицательной структур, прошедших этапы последней пары активных и пассивных  тектонических движений, предопределяет в общем случае ассоциацию первичных и вторичных залежей. Последние способны периодически подпитывать первых в соответствие с характером и масштабами cейсмичности пассивного этапа тектонического развития.

 

Исходя из всего этого, напрашивается вывод о главном направлении нефтегазопоисковых работ в пределах «старых» месторождений: поиск новых скоплений УВ в приразломных зонах активных разломов на различных глубинах в любой части разреза, обладающей способностью повышенного трещинообразования (в т.ч. в кристаллическом фундаменте) как на приподнятом крыле разлома, так и на опущенном. Примеры подобного наблюдаются в Северной структурной зоне Припятского прогиба, в НАО.

 

При этом задачи, которые должны решаться рациональным комплексом геолого-геофизических

исследований, сводятся к следующему:

- оценка характера расчлененности приразломного пространства, как по разрезу (вертикали), так и по латерали (горизонтали), с выделением главного и сопутствующих разломов, тектонических отдельностей (блоков), с градацией разломов по степени  активности и блоков по тектонофизическому состоянию;

 -реконструкция истории тектонического развития приразломного пространства в целом и каждого элемента в отдельности:
  -локализация  участка приразломной зоны, обладающего оптимальным соотношением условий образования первичных пород-коллекторов,  палеоструктуры, отвечающей за размещение первичных скоплений УВ перед последним этапом тектонической активизации и характера тектонического режима на завершающем этапе развития, обеспечивающего формирование и сохранение вторичной залежи.

 

В связи с этими задачами каждый метод должен быть переориентирован на картирование (изучение) разлома и тектонофизических ловушек УВ в приразломной зоне, в том числе:

      -сейсморазведка изучает морфологические и динамические характеристики волнового поля околоразломного пространства со смещением акцента в сторону прямого прогнозирования и картирования нефтегазоперспективных ловушек УВ;

-гравиразведка обеспечивает градацию всех участков приразломного

пространства, всех блоков по степени вторичного разуплотнения;

      -магниторазведка определяет участки максимальной напряженности магнитного поля, как наиболее нефтегазоперспективные;
     -электроразведка решает задачи прямого прогнозирования мест развития вторичных скоплений УВ;
      -неотектонические исследования и изучение современных движений земной коры выделяют наиболее тектонически активные фрагменты разломов;
      -геохимические исследования так же определяют активные участки разломов, непосредственно связанные с залежами;
      -в процессе бурения необходимо обеспечение подъема ориентированного керна для изучения параметров трещиноватости (азимут простирания, угол наклона, плотность трещиноватости, вторичная минерализация в соотношении с характером нефтегазопроявления и т.д.), проведение скважинной геофизики, способной  к изучению трещиноватости в полном объеме, обеспечение адекватных условий первичного и вторичного вскрытия изучаемому объекту. И если сегодня сейсморазведка и глубокое бурение являются основными (а чаще - единственными) способами изучения недр, то для успешного поиска приразломных залежей УВ все вышеперечисленные методы следует признать изначально равноценными с тем, чтобы затем правильно провести их градацию по эффективности.


Возможно также использование и других новых методов (радиолокационных, различных модификаций скважинной сейсморазведки и т.п.) вместе с расширением возможностей  старых,  к примеру, магниторазведки. Изучение роли магнитного поля в процессе формирования и сохранения приразломных вторичных скоплений УВ обещает значительные перспективы  в решении проблемы повышения эффективности методики прогноза, т. к. по сути своей эти залежи являются палеомагнитными: магнитное поле оказывает огромное влияние на интенсивность и направление миграции УВ, на характер сепарации УВ и пластовых вод, на условия локализации и сохранности этих скоплений.

     Немалое значение должно иметь лабораторное тектонофизическое моделирование, как обязательное условие ускорения процесса выработки и внедрения эффективной методики локального прогнозирования в производство.

      В конечном счете, для любого «старого» месторождения при определении его дальнейшей судьбы прежде всего необходима оценка его тектонической позиции, истории тектонического развития, выделение этапа последней тектонической активизации с характеристикой предшествующей палеоструктуры, диагностика тектонически активных сопряженных по разломам отрицательных структур, «агрессивных» по отношению к первичным залежам.

Перераспределение УВ между положительной и сопутствующей приразломной отрицательной структурами может достичь таких масштабов, когда локальное поднятие станет полностью лишенной УВ. Последнее наблюдается на юге и востоке Западной  Сибири, в центральном грабене Припятского прогиба. Такое же могло случиться в других регионах с неясными перспективами нефтегазоносности (к примеру, в Московской и Мезенской синеклизах, в зоне сочленения Воронежской антеклизы и ДДВ и т.п.), где до сих пор не достигнуто желаемых результатов, хотя здесь есть все необходимые и достаточные условия для формирования скоплений УВ.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Любая догма чревата взрывом, уничтожающим эту догму,
вот и антиклинальная теория изжила себя, не преодолев свои внутренние противоречия,
не признавая ничего, кроме архимедовых сил, и таким образом так и не ответив на
главный вопрос: каковы причины миграции УВ.



А они достаточно просты: УВ мигрируют из объема пород
с избыточным давлением по направлению к пространству с дефицитом давления (к
пьезоминимуму). Ведь не случайно установлено, что абсолютное число залежей УВ
контролируются минимальными значениями приведенных пластовых давлений.



И это, прежде всего, относится, как ни странно, к
антиклинальным ловушкам УВ, что также объясняется достаточно просто, если иметь
в виду тектонофизические модели М.Гзовского.



Наглядно видно, что свод антиклинали в процессе ее
роста подвержен тектонофизическому разуплотнению (дилатансии), способствующему
формированию пьезоминимума – главному условию миграции УВ, удивительным образом
совпадающим по направлению движения флюидов с архимедовыми силами, что в итоге
и обеспечило локализацию скоплений УВ в своде антиклинали.



Но на каком-то этапе (пассивном) антиклиналь
перестает расти, и по мере релаксакции пьезоминимума архимедовы силы становятся
господствующими, продолжая питать свод углеводородами.



Необходимо вспомнить слова академика А.Пейве: «…
рассматривая соотношение разломов и складок, прежде всего, необходимо резко
подчеркнуть генетическое единство тех и других при ведущей роли глубинных
разломов. Нельзя представить себе происхождение складок и складчатых зон вне
связи с глубинными разломами. В природе имеются глубинные разломы, не
сопровождающиеся складками, но не могут быть указаны складчатые зоны или полосы
без глубинных разломов».



И развивая эту мысль, следует констатировать: нельзя представить себе
положительную структуру, контролируемую разломом, без спутника - отрицательной
структуры, способной при определенных условиях радикально изменить характер
размещения скоплений УВ и их генезис. 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

"Старые" месторождения обретут "второе дыхание" еще и потому, что давно возникла насущная потребность в окончательном признании фундамента регионально нефтегазоносным комплексом со всеми вытекающими отсюда последствиями (ОГ, №6/12, OERN.RU)).

Фундамент (любого возраста) рассматривается как связующее  звено между осадочным чехлом, корой и верхней мантией.
Месторождения нефти и газа в фундаменте открыты на всех континентах и в большинстве акваторий.
При этом наличие в нем УВ не может являться прямым доказательством справедливости неорганической гипотезы, также

как не является свидетельством торжества «органиков», объясняющих эти факты латеральной миграцией УВ из ассоциированных осадочных пород.

Изучение этого объекта привело к  открытиям 400–450 мировых скоплений  УВ в образованиях фундамента, в том числе крупных и гигантских, таких как Белый Тигр (Вьетнам), Ауджила-Нафура (Ливия), Ла-Пас и Мара (Венесуэла), Пентхендл (США) и другие. Наиболее крупные месторождения нефти и газа характеризуются значительными запасами (например, извлекаемые запасы месторождения Белый Тигр составляют более 500 млн т, месторождения


Ауджила-Нафура – 470 млн т), высокими дебитами (до 2000 тыс. т/сут). Фундамент платформ межгорных впадин шельфовых зон сложен многими группами пород и в каждой из них можно встретить залежи УВ (16). Так, промышленные скопления нефти и газа открыты в гнейсах (Березовский район Западной Сибири), сланцах (Уилмингтон и другие месторождения Калифорнии), кварцитах (месторождения Центрально-Канзасского свода) и других метаморфических породах в первично вулканогенных образованиях (бассейн Купер Австралия), карбонатах (месторождения Северного Китая), ультраосновных породах частично серпентинизированных (месторождения Кубы, площадь Фестивальная Западной Сибири) и т.д. Однако, наиболее перспективны гранитоиды, с которыми связаны крупнейшие и наиболее известные скопления нефти и в меньшей степени газа в фундаменте. Так, в Сиртском бассейне Ливии, который считается наиболее крупным из нефтяных бассейнов в фундаменте, открыто более 100 месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены не только к осадочному чехлу, но и к гранитоидам фундамента. Здесь находится крупнейшее месторождение -Ауджила - Нафора, связанное с погребенным выступом Ракб, сложенным трещиноватыми гранитоидами. В бассейне Мид-Континент в США открыты многие месторождения, в том числе Хьюгтон-Панхендл с начальными извлекаемыми запасами 2 трлн. м3 газа и 223 млн. т нефти. Коллекторами здесь
являются трещиноватые биотитовые граниты их коры выветривания, а также пермские доломиты Уолфкэмп перекрывающие фундамент (Пипин Л.П. 1961). Еще в 1953 г установлена нефтегазоносность фундамента Маракаибского бассейна, крупнейшим месторождением которого является Ла-Пас. Коллектор здесь представлен палеозойскими трещиноватыми гранодиоритами сланцами и вулканогенными породами. Кроме перечисленных, месторождения УВ открыты в гранитоидах фундамента Зондского шельфа, Южно-Мангышлакского бассейна, Западно-Сибирской плиты (Межовский и
другие массивы), Днепровско-Донецкой впадины и т.д.

Открытия так же были сделаны в Западной Сибири,  в Казахстане, в Западной Украине и на территории Ставропольского края, но все – таки наиболее впечатляющие и показательные результаты получены во Вьетнаме. Часть открытых месторождений приурочено к эродированным, выветрелым гранитоидам под поверхностью крупных региональных несогласий - к корам выветривания кристаллических пород. Другая

часть – к  трещиноватым гранитоидам (Ла-Пас, Белый Тигр, Дракон, Кыулонг и др.) или эффузивам (Рогожниковское, Западно – Карпаманское и другие месторождения в Западной Сибири), обусловленные тектонической активностью структур.

Во Вьетнаме доля получаемой углеводородной продукции из залежей  фундамента  составляет около 90 % от общей добычи  нефти, что уже позволяет считать его здесь региональным нефтегазоносным комплексом. 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Характерной чертой тектоники
Кыулонгской впадины, содержащей месторождение Белый Тигр, является наличие
крупных, протяженностью несколько десятков километров и амплитудой до 1500 м,
конседиментационных сбросов и сбросо-сдвигов, а также многочисленных более
мелких нарушений. Сбросы северо-восточного простирания обусловили образование
высокоамплитудной горстовой структуры Белый Тигр. Докайнозойский
кристаллический  фундамент ,
сложенный преимущественно кислыми интрузивными породами, перекрывается
терригенными отложениями олигоцена, миоцена и плиоцен-четвертичного времени.



Исходя
из существующей геодинамической модели развития континентального шельфа
Вьетнама, следует, что наиболее характерной чертой является широкое развитие
рифтов. В геологической истории  региона
можно выделить следующие стадии геодинамической эволюции : собственно океаническая (спрединг) –
девонский и каменноугольный периоды палеозойской эры; субдукционная (аккреционная)
– пермский период палеозойской эры; эпиокеаническая – мезозойская эра; рифтогенная
– палеогеновый период кайнозойской эры; синеклиз – неоген-четвертичный период
кайнозойской эры. Последние два этапа тектонического развития являются
последней парой этапов, определяющей конечную картину распределения скоплений
УВ в этом регионе. Большинство выявленных месторождений связаны с рифтовыми
впадинами, в которых нефтеносными являются выступы гранитоидного  фундамента 
и перекрывающие их песчано-глинистые терригенные образования кайнозойского
возраста.           

В породах  фундамента выделяются три типа фильтрационно-емкостного пространства(ФЕП):                                                  

 -ФЕП блоков, состоящая из пустотности матрицы, пассивной внутриблоковой пустотности
(первичных межкристаллических и частично вторичных микротрещин дегидратации),
а также отдельных пустот (крупных пор, каверн, трещин), фильтрация в блоках
затруднена;                                              

-ФЕП системы изометрических пор, каверн, микрокарста, микролитовых пустот и т.д.,
обладающей высокой емкостью и пониженной фильтрационной характеристикой;                     

 -ФЕП системы микро- и макротрещин, характеризующейся повышенной фильтрационной
способностью, фильтрационно-емкостные свойства этой системы определяются
емкостью трещин.

Газопроницаемость трещиноватых


гранитов иногда достигает нескольких тысяч миллидарси (мД), но в некоторых
случаях уменьшается приблизительно до 1 мД (в блоковой части залежи). Средняя
величина проницаемости для всего  фундамента 
варьирует в пределах от 0,2 до 226 мД. Лучшие фильтрационные свойства имеют
трещино-кавернозные граниты.  По виду и составу материала заполнения трещин
можно выделить: трещины, заполненные материалами магматического происхождения,
представленными жилами пегматита, аплита, диабаза; трещины, заполненные жилами
гидротермального происхождения, представленными цеолитом, хлоритом, кальцитом,
кварцем, каолинитом, чаще всего они имеют небольшой размер (1-2 мм),
достигающий иногда 1-2 см, высокую плотность развития по всем направлениям и
сложное соотношение между собой; трещины, заполненные терригенным
материалом вторичного происхождения (песком, глиной, алевритом
). Эти трещины занимают
значительное место в пределах исследуемого участка. Величина раскрытости трещин
различная и в среднем составляет 1,5-2,0 см, достигая иногда 20 см. Они имеют
явно тектоногенное (дилатантное) происхождение. Изменение пород  фундамента ,
приводящее к формированию в них различных видов пустотного пространства,
происходило под воздействием множества геологических процессов. Главными
являются
тектонические движения (в первую очередь - дизъюнктивные
нарушения), осложняющие строение структурных элементов и приводящие к нарушению
монолитной целостности пород и созданию 
трещиноватости, и связанные с ними 
процессы вторичного минералообразования (2). Рассматривая доминирующую
роль тектонических движений, в частности разрывной тектоники, в формировании
участков и зон разуплотнения целостности кристаллических пород  фундамента ,
следует отметить, что следствием ее деятельности являются образование мощных
региональных и локальных трещинных систем, кливажа скалывания и нарушения
монолитности пород, что обусловливает возникновение зон интенсивного смятия и
дробления магматогенных и метаморфических образований  фундамента. 
Одним
из вероятных таких участков является зона, расположенная вдоль разрывных
нарушений, протягивающихся от месторождения «Белый Тигр» до месторождений
«Дракон» и «Заря». Ведущим фактором, определяющим размещение залежей  нефти 
в породах  фундамента ,
как показывают результаты исследований, является наличие разрывных
дислокаций.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Характерной чертой тектоники

Кыулонгской впадины, содержащей месторождение Белый Тигр, является наличие

крупных, протяженностью несколько десятков километров и амплитудой до 1500 м,

конседиментационных сбросов и сбросо-сдвигов, а также многочисленных более

мелких нарушений. Сбросы северо-восточного простирания обусловили образование

высокоамплитудной горстовой структуры Белый Тигр. Докайнозойский

кристаллический  фундамент ,

сложенный преимущественно кислыми интрузивными породами, перекрывается

терригенными отложениями олигоцена, миоцена и плиоцен-четвертичного времени.

Исходя

из существующей геодинамической модели развития континентального шельфа

Вьетнама, следует, что наиболее характерной чертой является широкое развитие

рифтов. В геологической истории  региона

можно выделить следующие стадии геодинамической эволюции : собственно океаническая (спрединг) –

девонский и каменноугольный периоды палеозойской эры; субдукционная (аккреционная)

– пермский период палеозойской эры; эпиокеаническая – мезозойская эра; рифтогенная

– палеогеновый период кайнозойской эры; синеклиз – неоген-четвертичный период

кайнозойской эры. Последние два этапа тектонического развития являются

последней парой этапов, определяющей конечную картину распределения скоплений

УВ в этом регионе. Большинство выявленных месторождений связаны с рифтовыми

впадинами, в которых нефтеносными являются выступы гранитоидного  фундамента 

и перекрывающие их песчано-глинистые терригенные образования кайнозойского

возраста.           

В породах  фундамента выделяются три типа фильтрационно-емкостного пространства(ФЕП):                                                  

 -ФЕП блоков, состоящая из пустотности матрицы, пассивной внутриблоковой пустотности

(первичных межкристаллических и частично вторичных микротрещин дегидратации),

а также отдельных пустот (крупных пор, каверн, трещин), фильтрация в блоках

затруднена;                                              

-ФЕП системы изометрических пор, каверн, микрокарста, микролитовых пустот и т.д.,

обладающей высокой емкостью и пониженной фильтрационной характеристикой;                     

 -ФЕП системы микро- и макротрещин, характеризующейся повышенной фильтрационной

способностью, фильтрационно-емкостные свойства этой системы определяются

емкостью трещин.

Газопроницаемость трещиноватых

гранитов иногда достигает нескольких тысяч миллидарси (мД), но в некоторых

случаях уменьшается приблизительно до 1 мД (в блоковой части залежи). Средняя

величина проницаемости для всего  фундамента 

варьирует в пределах от 0,2 до 226 мД. Лучшие фильтрационные свойства имеют

трещино-кавернозные граниты.  По виду и составу материала заполнения трещин

можно выделить: трещины, заполненные материалами магматического происхождения,

представленными жилами пегматита, аплита, диабаза; трещины, заполненные жилами

гидротермального происхождения, представленными цеолитом, хлоритом, кальцитом,

кварцем, каолинитом, чаще всего они имеют небольшой размер (1-2 мм),

достигающий иногда 1-2 см, высокую плотность развития по всем направлениям и

сложное соотношение между собой; трещины, заполненные терригенным

материалом вторичного происхождения (песком, глиной, алевритом). Эти трещины занимают

значительное место в пределах исследуемого участка. Величина раскрытости трещин

различная и в среднем составляет 1,5-2,0 см, достигая иногда 20 см. Они имеют

явно тектоногенное (дилатантное) происхождение. Изменение пород  фундамента ,

приводящее к формированию в них различных видов пустотного пространства,

происходило под воздействием множества геологических процессов. Главными

являются тектонические движения (в первую очередь - дизъюнктивные

нарушения), осложняющие строение структурных элементов и приводящие к нарушению

монолитной целостности пород и созданию 

трещиноватости, и связанные с ними 

процессы вторичного минералообразования (2). Рассматривая доминирующую

роль тектонических движений, в частности разрывной тектоники, в формировании

участков и зон разуплотнения целостности кристаллических пород  фундамента ,

следует отметить, что следствием ее деятельности являются образование мощных

региональных и локальных трещинных систем, кливажа скалывания и нарушения

монолитности пород, что обусловливает возникновение зон интенсивного смятия и

дробления магматогенных и метаморфических образований  фундамента. 

Одним

из вероятных таких участков является зона, расположенная вдоль разрывных

нарушений, протягивающихся от месторождения «Белый Тигр» до месторождений

«Дракон» и «Заря». Ведущим фактором, определяющим размещение залежей  нефти 

в породах  фундамента ,

как показывают результаты исследований, является наличие разрывных

дислокаций.

Вообще- то судя по вашим письменам доступа к информации вы не имеете. Если вы о Вьетнаме. Белый тигр был так давно что о нем забыли. Что касается других месторождений с таким названием во Вьетнаме нет. Поскольку перед словом дракон или заяц идет цвет. Например:- Белый тигр. Ин де стенд?

С уважением.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Вообще- то судя по вашим письменам доступа к информации вы не имеете. Если вы о Вьетнаме. Белый тигр был так давно что о нем забыли. Что касается других месторождений с таким названием во Вьетнаме нет. Поскольку перед словом дракон или заяц идет цвет. Например:- Белый тигр. Ин де стенд?

С уважением.

 

Уважаемый Владимир Иванович!

Привлекались источники:

1.

Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. Уфа: Изд-во Тау, 2002

2.

ЧАН ЛЕ ДОНГ. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

НЕФТИ И ГАЗА. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора

технических наук.2008.

 

3. Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу

Нян. Особенности распределения изменения давлений

в гранитоидных коллекторах

месторождений Белый Тигр // Нефтегазовое дело. 2009. и др.

 

 

С удовольствием познакомлюсь с более свежей информацией, если поделитесь.

 

А кроме цвета, по проблеме есть более конструктивные суждения?

 

И, как известно, истинные знания не стареют, их можно лишь уточнить. Попробуете?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Уважаемый Владимир Иванович!

Привлекались источники:

1.

Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. Уфа: Изд-во Тау, 2002

2.

ЧАН ЛЕ ДОНГ. НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ

НЕФТИ И ГАЗА. АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора

технических наук.2008.

 

3. Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу

Нян. Особенности распределения изменения давлений

в гранитоидных коллекторах

месторождений Белый Тигр // Нефтегазовое дело. 2009. и др.

 

 

С удовольствием познакомлюсь с более свежей информацией, если поделитесь.

 

А кроме цвета, по проблеме есть более конструктивные суждения?

 

И, как известно, истинные знания не стареют, их можно лишь уточнить. Попробуете?

Свежие данные - это к Рихарду Зорге...хочет он умереть?

По цвету уточняяйте сами. Не сложно.

В моем портфеле нет истинных знаний, если только одно...написать диссертацию не проблема, Константин Любнардович надеюсь подтвердит -хоть десять...проблема с этой диссертацией возглавить Академию Наук. Что похоже, на истину.

С уважением.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Как-то ВЫ не оригинальны, Владимир Иванович, в стремлении ухода от конкретного ответа. Цвета мне не интересны, интересно мне Ваше мнение, если, конечно, оно будет подано доступным для понимания (среднего) языком.

"...написать диссертацию не проблема..." -и не надо. Напишите хотя бы (с Константином Любнардовичем) статью.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Как-то ВЫ не оригинальны, Владимир Иванович, в стремлении ухода от конкретного ответа. Цвета мне не интересны, интересно мне Ваше мнение, если, конечно, оно будет подано доступным для понимания (среднего) языком.

"...написать диссертацию не проблема..." -и не надо. Напишите хотя бы (с Константином Любнардовичем) статью.

Переводить на общепонятный язык Владимира Ивановича? Это тема диссертации по лингвистике!

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

По вопросу образования залежей  нефти в фундаменте шельфа Южного Вьетнама в настоящее время 

нет единой точки зрения. Одни исследователи связывают их образование с
миграцией нефти из осадочных олигоценовых толщ (Х.Д. Тьен и др.), другие - с глубинным притоком углеводородов по
тектоническим разломам (Горохов В.К. и др.). Основанием для подтверждения точки
зрения сторонников глубинного источника УВ являются анализы газово-жидких
включений, обнаруженных в закрытых пустотах пород  фундамента ,
показавшие присутствие в них как легких, так и тяжелых углеводородов вплоть до
гексана, что указывает на нефтяной характер газов. В дефектах некоторых зерен
кварца гранитов отмечены включения бензиновых фракций, но основными газовыми
включениями являются метан и водород. Высокая корреляционная связь между гелием
и метаном свидетельствует о глубинном источнике этих газов. В связи с этим
определенный интерес представляет обнаружение самородной «цинкистой» меди
(самородной латуни) в породах  фундамента ,
что указывает на существование глубинного метаново-водородного
восстановительного потока флюида, которым осуществлялся перенос рудных
элементов в высокотемпературную пневматолитическую стадию развития
гранитоидного массива (Дмитриевский и др.,1990, 1992 гг.). Достаточно
аргументированным доводом сторонников осадочно-миграционной концепции, которой
придерживаются большинство исследователей, работающих в рассматриваемом
регионе, являются результаты изучения нефтематеринских пород исследуемого
региона. Согласно этим результатам (Ч.Л. Донг - 1985 г., Ч.К. Тао - 1996 г., Х.Д. Тьен - 1999 г.), глинистые толщи олигоценового возраста, расположенные в мульдах впадины, являются нефтегазопроизводящими породами. Прямым доказательством этому считается
идентичность состава и свойств  нефтей из отложений олигоцена и пород  фундамента 
и сходство их с органическим веществом материнских пород олигоцена, указывающие
на их генетическую связь.

Надо полагать, что правы и те и другие: природный

(тектонический) блендер (приразломная зона) в рифтогенный этап развития
(последний этап активизации) смешал УВ различного генезиса, всосав не только
УВ, но и терригенные фракции осадочных пород сопряженных участков, заполнив
трещинную емкость песком, алевритом и глиной, но оставив все-таки самой
проницаемой системой трещиноватости.
К слову, под тектоническим блендером предлагается понимать тектонически
активный разлом с приразломным пространством (областью динамического влияния
разлома), в котором происходит одновременное или последовательное смешение
флюидов собственных, восходящих (в т.ч. «мантийных») и нисходящих
(«осадочных»), зависящее от истории и характера тектонического развития разлома.

 

 

 

Кстати, любая компания имеет лицензионные участки с неудовлетворительными

результатами поисково-разведочных работ на нефть и газ,



где пробурено немало «сухих» скважин, вложены огромные
средства,



 есть прямые признаки
нефтегазоносности или они отсутствуют,



 а где-то рядом соседи
получили промышленные притоки УВ,



и эта компания уже готова вернуть эти лицензионные участки государству.



А спешить не стоит.



Любая компания имеет «старые» месторождения с падающей
добычей, растущей обводненностью,



при полном отсутствии резервов компенсации этих явлений,



с неудачными результатами последних разведочных работ,



и она готова свернуть дальнейшую разработку,



а, может быть, еще не знает, что делать дальше.



И в этой ситуации важно принять взвешенное решение,



избежать неоправданных дальнейших затрат



или компенсировать уже затраченное новыми успехами,



найти новые продуктивные горизонты,



новыми открытиями дать импульс  «второму дыханию»,



получить прибыль.



Есть адресок, где эти проблемы могут быть решены.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

В пределах востока Волго-Уральской антеклизы имеется возможность формирования в верхних частях ее консолидированного фундамента разуплотненных зон различной протяженности и конфигурации (Плотникова И. Н.,2004). Существование подобных зон прогнозируется по данным геолого-технологических, петрографических и геофизических
методов исследования разрезов глубоких и сверхглубоких скважин на данной территории. Основываясь на геологических, геофизических, геохимических и промысловых результатах бурения сверхглубоких скважин,  распространение зон-коллекторов в кристаллических породах фундамента в пределах востока Волго-Уральской антеклизы связано с разуплотненными зонами фундамента (тектоническими блендерами), приурочеными к гранитизированным и катаклазированным породам большечеремшанской серии, а также к зонам диафтореза и интервалам смены петрографического состава пород. Возможность формирования в разуплотненных зонах фундамента Волго-Уральской антеклизыпромышленных скоплений нефти и газа считается доказанным, и что здесь породы кристаллического фундамента являются самостоятельным поисковым объектом на нефть и газ.

В образованиях палеозойского фундамента Западной Сибири, в трещинно-кавернозных породах на контакте с чехлом выявлены порядка 50 месторождений УВ и более 100

случаев прямых признаков нефтегазоносности. На большей части территории Западно-Сибирской плиты фундамент представлен метаморфическими и магматическими образованиями, возраст которых определяется как позднепалеозойский (Шустер В.Л.,1997 ). Наибольшие споры вызывает положение триасового комплекса. Одни исследователи относят его к фундаменту, другие - к чехлу, третьи выделяют его как особый "промежуточный", или "переходный", комплекс. Представлены триасовые отложения туринской серией, состоящей из грубообломочных пород, местами пестроцветных с углистыми включениями и прослоями траппов. Отложения выполняют грабены фундамента, типичным представителем может считаться Рогожниковский доюрский грабен, контролирующий одноименное месторождение. Западно-Сибирская плита состоит из нескольких крупных геоблоков, имеющих различный возраст консолидации и разграниченных глубинными разломами. Строение фундамента осложнено многочисленными грабенами и палеорифтами, заполненными пермскими, триасовыми и отчасти нижнеюрскими породами мощностью до 4 км. Важной особенностью тектоники фундамента и осадочного чехла Западно-Сибирской плиты является наличие крупных (региональных) разломов. Большинство из них ориентированы в северо-западном и северо-восточном направлениях, встречаются разломы и субширотного простирания. В фундаменте региональные разломы создают палеорифты и  зоны дробления, которые отражаются в осадочном чехле цепочками локальных поднятий. Большинство крупных разломов Западно-Сибирской плиты были заложены уже на геосинклинальном этапе развития, развивались практически постоянно и последний раз активизировались в олигоцене. К особому типу залежей в доюрском комплексе можно отнести ловушки, приуроченные к
зонам тектонической активности, разуплотнения или дезинтеграции пород. Они приурочены к границам блоков  фундамента  различного структурно-вещественного состава и строения, а также к зонам других крупных разломов. Коллекторские свойства палеозойских отложений  фундамента  Западной Сибири характеризуются большой неоднородностью и относятся к трещинному и трещинно-порово-кавернозному типу. Коллектор по породам  фундамента  формировался при сочетании эрозионных, деформационных и гидротермальных процессов. По генезису он является вторичным. Блоковое строение  фундамента  и
нижних слоёв осадочного чехла с густой сетью разрывных нарушений способствовало образованию трещинных и порово-трещинных коллекторов в триасовых и юрских
толщах и последующему формированию залежей  нефти  преимущественно массивного и приразломного типов. Установлена геодинамическая связь месторождений УВ в осадочном чехле с нефтеносностью пород фундамента. При этом имеет место катализирующая роль зон глубинных разломов в процессе формирования вторичных коллекторов (Беккина С. М. ,2010). Особенности развития локальных структур  определяется их принадлежностью к различным тектоническим блокам, которые были выделены по поверхности доюрского основания. Большинство дизъюнктивных нарушений выделяется в фундаменте и нижних частях юрского разреза, а часть разломов проникает до
неокомских отложений. Одним из поисковых признаков для обнаружения вторичных коллекторов как в фундаменте, так и в мезозойских платформенных отложениях является наличие активизированных зон разуплотнения (деструкции) с повышенной трещиноватостью. Они выделяются по материалам крупномасштабных грави-,магнито-, сейсмических съемок и различных видов геофизического зондирования скважин. На временных разрезах, в области гранитных массивов, являющихся основанием для нескольких локальных поднятий исследуемой территории, хорошо выделяются вертикальные зоны ослабления динамических параметров сейсмической записи. Эти зоны могут являться зонами деструкции с развитием зон трещиноватости пород и проникновением зон разломов из интервала фундамента в отложения платформенного чехла.

Рогожниковское месторождение, как типичный представитель тектонического блендера, расположено на границе Красноленинского свода и Фроловской геовпадины в зоне влияния крупного глубинного разлома, разделяющего Уват-Ханты-Мансийский срединный массив и Уральскую складчатую систему (Гилязова С.М., Сиднев А.В. ,2009). На исследуемом участке по данным грави - и магниторазведки, а также по материалам сейсморазведки широко развитымногочисленные тектонические нарушения и разломы, разграничивающие крупные блоки фундамента. Вдоль разломов происходили движения блоков фундамента с проявлением вулканизма в наиболее активные тектонические этапы триасового времени. Кроме проявлений вулканизма изучаемая нами зона характеризуется наличием крупной гранитной интрузии, формирующей Красноленинский выступ. После завершения активной стадии вулканической деятельности к началу средней юры изучаемая территория представляла собой участок суши, подвергавшийся

интенсивной денудации с образованием коры выветривания. Однако проявление тектонических процессов на этом не закончилось. Вдоль глубинных разломов в олигоцене произошли смещения блоков доюрского основания и связанных с ними отложений осадочного чехла. Подавляющее число исследователей Западной Сибири полагают, что коллекторские свойства и нефтенасыщение вулканитов определяются структурно-текстурными характеристиками пород и их эпигенетической преобразованностью. Основная масса углеводородов аккумулирована в кавернозно-порово-трещинном пространстве коллекторов, но эффективность их основывается на микро - и макротрещиноватости. Главную роль в формировании коллектора играет разветвленная система локальных тектонических нарушений.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Во многих нефтегазоносных провинциях зафиксирована инверсия в гидростатическом законе распределения пластовых давлений с глубиной: аномально низкие или пониженные пластовые давления относительно регионального фона замечены на разных стратиграфических уровнях (. Абукова Л.А., Яковлев Ю. И . , 2008;Джумагулов А.Д. , 2002;Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян. , 2009;. Яковлев Ю.И. ,1988) Восточной и Западной Сибири, в Восточном Предкавказье, в Припятском прогибе, в Предкарпатье, во Вьетнаме (Белый Тигр) и т.п. Причем, практически во всех случаях прямо или косвенно прослеживается связь с природными резервуарами  трещинного (или смешанного) типа.

Наличие таких пъезоминимумов - серьезная основа для утверждения о существовании в настоящем или в недавнем прошлом нисходящей фильтрации флюидов, как естественной реакции определенного объема системы порода – флюид на разуплотнение (дилатансию) вещества за счет тектонических подвижек.

Существуют различные модели нисходящей фильтрации, одна из них основывается на  возникновении вакуума в момент трещинообразования. Согласно этой модели в период разломообразования между трещиноватым фундаментом и осадочными отложениями должен наблюдаться перепад давления, под действием которого флюиды будут засасываться в проницаемый фундамент (Кукуруза В.Д., Кривошеев В.Т.1997).

Другая модель основывается на возникновении дефицита давления за счет геодинамического фактора. Ряд исследователей связывают возникновение нисходящей фильтрации с геодинамическим режимом растяжения, вследствие чего по разломам возможна нисходящая миграция УВ из более молодых в более древние отложения, в том числе породы фундамента (Байбакова Г.А. , 1996; Шеин В.С., Певзнер Л.А., Горбачев В.И., 1981).

С другой стороны, все естественные выходы УВ на поверхность земли, свидетельства восполнения УВ в эксплуатируемых залежах указывают на наличие восходящих потоков флюидов.

Как нисходящие, так и восходящие потоки – отражение тектонических процессов на завершающем этапе развития, когда основная масса месторождений была уже сформирована, а последняя фаза активизации привела к реформированию схемы распределения залежей  со смешением «мантийных» и «осадочных» УВ под влиянием тектонического блендера.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

В модель тектонического блендера достаточно гармонично вписывается следующее. Изучение известных электрических полей Земли, тесно связанных с активными тектоническими процессами, позволило выявить геоэлектрический механизм попадания нефтяных углеводородов (УВ) из залежей осадочного чехла  в   кристаллический фундамент (Кукуруза В.Д.,2003) . Его физическая основа заключается в том, что в период возникновения глубинных разломов, впервые осложняющих  фундамент  и сформировавшиеся залежи нефти  и газа в осадочном чехле, происходит активная струйная фильтрация УВ из залежей в пустоты  кристаллического   фундамента  по зонам деформаций разломов под действием электрических полей высокого напряжения, обусловленных пьезоэлектрическим эффектом и электризацией  кристаллических  пород в процессе трещинообразования. Считается, что такой механизм имеет глобальный характер проявления и тесно связан с тектонической жизнью Земли. Все это также свидетельствует о возможности региональной нефтегазоносности магматических и метаморфических пород на всех континентах и в большинстве акваторий Земли. Формирование крупнейших месторождений в осадочном чехле в ряде случаев происходит за счет подтока основной массы  нефти  и газа из  фундамента , накопившихся в его  проницаемых зонах путем притока их из разрушенных многочисленных месторождений огромных нефтегазосборных площадей, расположенных вокруг них и над ними в виде нефтегазоносных бассейнов, впадин, рифтов и предгорных прогибов.

Разломы (cовместно с приразломными зонами), как природные блендеры, имеют главный «блендерный» элемент – область динамического влияния. В зависимости от интенсивности и длительности движений по разломам в развитии областей их динамического влияния выделяются три главные стадии (Трегуб А.И., Старухин А.А., 1996). Первая (начальная) стадия определяется как пликативная. Она выражается образованием в надразломном пространстве осадочного чехла пликативных структур, связанных с развитием преимущественно пластических деформаций. Вторая (промежуточная) стадия - дизъюнктивно-пликативная. Она характеризуется постепенным сокращением ширины области динамического влияния, замедлением роста пликативных структур, переходом их в реликтовое состояние. Пластические деформации замещаются дизъюнктивными, что выражается массовым образованием мелких разрывов, развивающихся по ранговому принципу. Третья (финальная) стадия развития областей динамического влияния - дизъюнктивная. В течение этой стадии продолжается сужение области динамического влияния. Формирование разрывных нарушений направлено на образование единого (магистрального) сместителя. При этом большая часть разрывов, образовавшихся в пликативно-дизъюнктивную стадию теряет свою активность. Внутренняя структура  областей динамического влияния на различных стадиях их развития определяется динамическими условиями, возникающими при движениях по разломам фундамента. В условиях растяжения, при движениях сбросового типа пликативная стадия развития области динамического влияния отмечена образованием в осадочном чехле флексур, ширина которых тем больше, чем положе сместитель сброса. В дизъюнктивно-пликативную стадию по периферии области в поднятом и опущенном крыльях образуются две полосы разрывных нарушений, представленных трещинами отрыва, преобладающая ориентировка которых совпадает с простиранием области динамического влияния. Обращает на себя внимание весьма примечательный факт: полоса в опущенном крыле отличается большей шириной и активностью образующих ее нарушений, т.е. именно здесь следует ожидать формирование пьезоминимума – причины нисходящей миграции УВ. За счет  дальнейшего развития этой полосы на третьей стадии формируется магистральный сброс. Развитие разрывов в поднятом крыле при этом затухает и полностью прекращается.

Картирование объектов, контролирующих скопления УВ в фундаменте, естественно существенно отличается методически от картирования этих объектов в осадочной толще. Прежде всего необходимо изучение разлома и приразломного пространства, как главных составляющих тектонического блендера (ОГ, №6).

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Задачи, которые должны решаться рациональным комплексом геолого-геофизических исследований при картировании тектоноблендера, сводятся к следующему:

- оценка характера расчлененности приразломного пространства, как по разрезу (вертикали), так и по латерали (горизонтали), с выделением главного и сопутствующих разломов, тектонических отдельностей (блоков), с градацией разломов по степени  активности и блоков по тектонофизическому состоянию;

-реконструкция истории тектонического развития приразломного пространства в целом и каждого элемента в отдельности:

-локализация  участка приразломной зоны, обладающего оптимальным соотношением условий образования первичных пород-коллекторов,  палеоструктуры, отвечающей за размещение первичных скоплений УВ перед последним этапом тектонической активизации и характера тектонического режима на завершающем этапе развития, обеспечивающего формирование и сохранение вторичной залежи.

В связи с этими задачами каждый метод должен быть переориентирован на картирование (изучение) разлома и тектонофизических ловушек УВ в приразломной зоне, в том числе:

-сейсморазведка изучает морфологические и динамические характеристики волнового поля околоразломного пространства со смещением акцента в сторону прямого прогнозирования и картирования нефтегазоперспективных ловушек УВ,   т.е. решает  структурные, стратиграфические, структурно-формационные, литофациальные, емкостные и фильтрационные задачи;

-гравиразведка обеспечивает градацию всех участков приразломного пространства, всех блоков по степени вторичного разуплотнения;

-магниторазведка определяет участки максимальной напряженности магнитного поля, как наиболее нефтегазоперспективные;

-электроразведка решает задачи прямого прогнозирования мест развития вторичных скоплений УВ;

-неотектонические исследования, изучение современных движений земной коры совместно с  геохимическими исследованиями выделяют наиболее тектонически активные фрагменты разломов, непосредственно связанные с залежами;

-в процессе бурения необходимо обеспечение подъема ориентированного керна для изучения параметров трещиноватости (азимут простирания, угол наклона, плотность трещиноватости, вторичная минерализация в соотношении с характером нефтегазопроявления и т.д.), проведение скважинной геофизики, способной  к изучению трещиноватости в полном объеме, обеспечение адекватных условий первичного и вторичного вскрытия изучаемого объекта. И если сегодня сейсморазведка и глубокое бурение являются основными (а чаще - единственными) способами изучения недр, то для успешного поиска приразломных залежей УВ все вышеперечисленные методы следует признать изначально равноценными с тем, чтобы затем правильно провести их градацию по эффективности. Возможно также использование и других новых методов (радиолокационных, различных модификаций скважинной сейсморазведки и т.п.) вместе с расширением возможностей  старых,  к примеру, магниторазведки. Изучение роли магнитного поля в процессе формирования и сохранения приразломных вторичных скоплений УВ обещает значительные перспективы  в решении проблемы повышения эффективности методики прогноза, т. к. по сути своей эти залежи являются палеомагнитными: магнитное поле оказывает огромное влияние на интенсивность и направление миграции УВ, на характер сепарации УВ и пластовых вод, на условия локализации и сохранности этих скоплений. Как пример, для картирования зон с повышенной трещиноватости реализован количественный подход, использующий нейрокомпьютерный анализ сейсмических атрибутов (Гогоненков Г.Н., Авербух А.Г., Арапова А.И., Оберемченко И.С Методика прогноза ловушек углеводородов в кристаллическом фундаменте по сейсмическим данным 3D.). К числу атрибутов, потенциально информативных в отношении разуплотнения пород, принадлежат значения преобладающего периода и когерентности колебаний, соотношения энергий высоких и низких частот. Нейронная сеть делит пространство фундамента на кластеры, отличающиеся друг от друга по соотношениям атрибутов. Кластеры, соответствующие разуплотненным породам, выявляются по их положению внутри фундамента по отношению к поведению разломов разных групп.

Поскольку трещинообразованяе является главным механизмом, формирующим зоны проницаемости  в  породах фундамента,  постольку в этих породах на больших глубинах можно встретить огромные залежи углеводородов, что следует не бросать истощенные месторождения, а начинать там поиск залежей на больших глубинах (Веселов К.Е., Михайлов И.Н. ,1994). Считается, что методы сейсморазведки и электроразведки эффективны при изучении вертикально ориентированных или четко локализованных неоднородностей в земной коре, в т. ч.  методы изучения дифракционной картины; сейсмостратиграфии; изучения зон повышенного поглощения, зон изменения скорости, частот, характера записи; электроразведки, применяемые для поисков непластовых рудных месторождений; сейсмические, гравиметрические и другие методы исследования околоскважинного и межскважинного пространства и т.п. Значительную роль должно играть комплексирование методов магниторазведки и гравиразведки как весьма чувствительных к горизонтальным неоднородностям. Опыт показывает, что зоны трещиноватости  проявляются в микроструктуре гравитационного поля. Они отмечаются слабыми минимумами, ограниченными зонами повышенных горизонтальных градиентов, в пределах максимумов магнитной напряженности, в виде аномалий индукции от нескольких единиц до десятков нанотесл.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Реал       Реальность модели тектоблендера подтверждает открытый способ разработки углеводородной залежи, включающий вибросейсмическое

воздействие, отбор нефти через добывающие скважины и закачку рабочего агента через нагнетательные скважины. Отличается он  тем, что выделяют зоны разломов с
субвертикальной трещиноватостью, образующей гидродинамические связи кристаллического фундамента с коллектором продуктивного пласта, выбирают в этих
зонах возбуждающие скважины с близкой по значению глубиной забоя, при необходимости выравнивают глубину забоев добуриванием или цементированием,
определяют общую для всех возбуждающих скважин резонансную доминантную частоту воздействия и формируют интенсивное волновое поле в направлении субвертикальных каналов подпитки к глубинным зонам генерации углеводородов, интенсивное поле формируют в активных зонах с развитой трещиноватостью возбуждающими скважинами дилатационно-волнового воздействия или другими скважинными виброисточниками низкой частоты и большой мощности, работающими на одной доминантной частоте, задают соответствующие начальные сдвиги фаз между колебаниями   ( Хисамов Р.С.,Ащепков Ю.С.,Ащепков М. Ю.,Муслимов Р/Х/ Патент RU №237398 18).



Особое внимание геологов должен привлекать фундамент на «старых» месторождениях, где однозначно установлена восполняемость запасов УВ, где 
по активному  разлому соседствует «агрессивная» отрицательная структура, где есть все признаки существования тектонического блендера  и где есть инфраструктура, позволяющая проводить изучение и освоение фундамента с меньшими временными и материальными затратами.

Надо надеяться на то, что признание существования тектонического блендера должно  нивелировать негативное влияние противоборства гипотез нефтегазообразования, господства антиклинального принципа размещения скважин, а вырабатываемые направления нефтегазопоисковых работ

просто обязаны ориентировать на объекты, расположенные вне пределов осадочных бассейнов, ниже осадочного чехла любого бассейна, квалифицировав фундамент как региональный нефтегазоносный (нефтегазоперспективный) комплекс, требующий целенаправленного изучения на любых стадиях ГРР.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

      Ресурсы  больших глубин "старых" месторождений представляют огромный интерес.

 

Прежде всего, необходимо привести несколько ключевых фраз из доклада руководителя Федерального агентства по недропользованию А.П.Попова на заседании  Комиссии по вопросам стратегии развития топливно-энергетического комплекса и экологической безопасности (13.02.13.)., отражающих состояние и главные направления развития нефтегазовой отрасли России (Стенограмма заседания Комиссии по вопросам стратегии развития ТЭК и экологической безопасности. Недропользование-ХХ1 век.№1/13.).

« …Минерально-сырьевой комплекс России на протяжении многих десятилетий является основой нашей  экономики. …В целом созданная поколениями геологов сырьевая база позволяет обеспечить потребности хозяйственного комплекса страны и экспортные поставки по меньшей мере в течение ближайших 40 лет…

…В основном добывающем регионе страны – Ханты-Мансийском округе – начинают отчётливо прослеживаться тенденции в падении добычи в среднем на 1,5 процента в год. На сегодняшний день 95 процентов всех разведываемых запасов передано недропользователям, которые…не всегда рационально их используют.

…Одной из наиболее серьёзных проблем в нефтяной отрасли является невовлечение в добычу значительной части разведываемых запасов.

Во-первых, не все месторождения осваиваются. Лишь 82 процента разведываемых запасов нефти введено в разработку.

Во-вторых, даже на осваиваемых месторождениях есть неразрабатываемые залежи, и их много. Это наш резерв первой очереди.

…Ситуация с приростами запасов нефти…на первый взгляд, вполне благополучная: в последние пять лет мы приращиваем больше, чем добываем. Но за счёт запасов новых

месторождений и залежей компенсируется не более 15–20 процентов текущей добычи, все остальные приросты – это либо доразведка разрабатываемых месторождений,
либо переоценка запасов с увеличением коэффициента извлечения нефти.

…Такое положение с приростом запасов объясняется просто: объёмы поисково-разведочного бурения сократились почти с 2 миллионов в 2001 году до 1170 тысяч погонных метров проходки в 2011 году. Для обеспечения расширенного прироста запасов нефти необходимо увеличивать объёмы бурения в 2,5 раза.

…В результате за последние 20 лет в России не был подготовлен ни один новый район нефтедобычи.

…сегодняшняя добыча нефти в России ведётся из запасов, которые были разведаны в 60-е и 80-е годы прошлого века.

…Почти 60 процентов запасов нефти разведано в Уральском федеральном округе, здесь же локализована значительная часть ресурсов. Поэтому, несмотря на довольно высокую выработанность запасов, этот округ в обозримой перспективе останется главным добывающим регионом в России. И именно здесь, в Западной Сибири, мы считаем

необходимым сосредоточить основные объёмы геологоразведочных работ.

… предлагаем сконцентрировать усилия на пяти нефтеперспективных зонах. Три из них находятся в Западной Сибири, одна – в Восточной Сибири и одна – в Предкаспии. По нашим расчётам, в пределах этих пяти зон, затратив примерно 65 миллиардов рублей бюджетных средств, можно рассчитывать на выявление запасов нефти категории С1,

С2 более 1,8 миллиарда тонн и ресурсов категории С3 – 1,7 миллиарда тонн. Это позволит дополнительно добывать ежегодно порядка 60 миллионов тонн нефти.

…Что же касается российского шельфа – малоизученного обширного пространства. В настоящее время компании «Роснефть» и «Газпром» уже приступили к реализации проектов в Баренцевом и Карском морях. Главной задачей здесь является объединение усилий компаний и государства для завершения геологического изучения арктического

шельфа России».

Дана исчерпывающая характеристика состояния отрасли и направлений ее  дальнейшего развития, но, к сожалению, как видим, проблемы больших глубин не отражены ни в результатах, ни в перспективах, хотя прошедшая в июне 2012 года в Баку первая международная конференция «Потенциал глубокозалегающих углеводородов: будущие энергоресурсы – реальность и прогнозы» показала огромный потенциал больших глубин, обозначила направление, вполне конкурентноспособное с освоением шельфа, а в некоторых случаях – даже существенно опережающее.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Из пяти обозначенных главнейших направлений (кроме шельфа) – три расположены в Западной Сибири, обладающей своей спецификой состояния ресурсной базы и ГРР на нефть и газ (Геология нефти и газа. 2012, №3.с.2-6.). Совсем недавно возможность наличия нефти больших глубин даже не допускалась, но  открытия в Мексиканском заливе подвигли к  пересмотру этой точки зрения, в том числе и теорий нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Казалось бы,  преимущества получает теория неорганического

(абиогенного) происхождения нефти.

Многие также  полагают, что  бассейновое моделирование будет основным инструментом теоретических и прикладных исследований  нефтегазоносности  больших глубин, будет некой панацеей.

Открытие в Южно-Каспийской впадине промышленных месторождений УВ на глубине до 7 км и более, а также открытия в Мексиканском заливе гигантских месторождений нефти Тьюпи и Тибр на глубине 8–10 км доказало возможность нефтегазоносности больших глубин. В интервале глубин 4500–8100 м сегодня разрабатывается более 1000

зарубежных месторождений нефти и газа, и их начальные суммарные извлекаемые запасы составляют 7 % от мировых запасов нефти и 25 % от запасов газа. На этих глубинах в Египте, Ливии, Мексике, Франции и США разведано около 47 % их общих запасов газа. В Мексике и США коэффициент промышленных открытий нефти и газа на
больших глубинах достигает 50–71 %. В бассейнах Мексиканского залива, Пермском, Анадарко, впадин Калифорнии и Скалистых гор в глубокопогруженных горизонтах
открыто более 225 месторождений и залежей, в том числе и такие крупные как Гомез, Локридж, Койаноза, Торо, Хемон, Рохо, Кейлон-Айсленд и другие (Сборник тезисов 1-й Международной конференции «Углеводородный потенциал больших глубин: энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз», Баку-2012, «Nafta-Press», 2012.).

В  2009 году компания Бритиш Петролеум объяви­ла об открытии гигантского месторождения в Мексиканском заливе в территориальных водах США, на глубине 10690 м на площади Тибр. Впервые на таких глубинах открыто уникальное месторождение нефти промышленного значения. В России и других странах СНГ также успешно осваиваются месторождения нефти и газа на глу­бинах свыше 4500 м.

И все-таки, трудно согласиться с тем, что этап по­исков нефти и газа до глубин 7 км уже пройден, как с точки зрения разработки теоретических основ, так и с технической точки зрения. Есть все основания считать, что он продолжится еще не одно десятилетие, что еще кардинально будут меняться методические основы освоения больших глубин. И это, прежде всего, относится к России.

Тем более, что на се­годняшний день нет общепринятой технологии оценки углеводородного потенциала и прогнози­рования нефтегазоносности до глубин 12-14 км. Учитывая высокую перспективность поисков УВ глубокопогруженных отложений, проведение ис­следований в этом направлении представляется весьма перспективным, как с точки зрения изуче­ния фундаментальных процессов нефтегазообразования и нфтегазонакопления, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии раз­вития нефтегазового комплекса.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

"...открытия в Мексиканском заливе гигантских месторождений нефти Тьюпи и Тибр на глубине 8–10 км доказало возможность нефтегазоносности больших глубин. В интервале глубин 4500–8100 м сегодня разрабатывается более 1000

зарубежных месторождений нефти и газа, и их начальные суммарные извлекаемые запасы составляют 7 % от мировых запасов нефти и 25 % от запасов газа. На этих глубинах в Египте, Ливии, Мексике, Франции и США разведано около 47 % их общих запасов газа. В Мексике и США коэффициент промышленных открытий нефти и газа на
больших глубинах достигает 50–71 %. В бассейнах Мексиканского залива, Пермском, Анадарко, впадин Калифорнии и Скалистых гор в глубокопогруженных горизонтах
открыто более 225 месторождений и залежей, в том числе и такие крупные как Гомез, Локридж, Койаноза, Торо, Хемон, Рохо, Кейлон-Айсленд и другие..."

 

Трудно поверить, что многие из этих открытий сделаны на основе сейсморазведки, учитывая как выглядят сейсоразрезы на больших глубинах, качество отражения их толщ фундамента! Между тем, мне известно по публикациям, что Ури Геллер в своё время стал очень близким человеком президенту Мексики и провёл на их территории своими методами поиски месторождений УВ. Больших сомнений не вызывает, с чем связаны стремительные успехи этой страны в добыче нефти.

Аналогичная картина просматривается по Ливии. Упоминается, что однажды Ури Геллер полетал с Каддафи над Ливией, вследствии чего, безусловно, в одной из публикаций западного автора встречаю удивленные восклицания о том, как стремительно стали вдруг появляться нефтяные гиганты в долине Сирт.

Наследил он и в долине р.Ориноко в Венесуэле. Безусловно и США не пренебрегли такими возможностями и неожиданно наоткрывали и на своей территории крупные месторождения на больших глубинах. Может и по сланцевой нефти им помогают мои коллеги, удивительным образом "выжимать" их в таком количестве из простых сланцев? И лишь для внешнего потребления они выглядят такими глупыми сторонниками органической теории с дурацкой привязкой к осадочным бассейнам. А наши специалисты-аборигены открыв рты внимают их обманчивым проповедям на эту тему, не замечая странного успешного движения всего мира в непонятном для них направлении.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

"...открытия в Мексиканском заливе гигантских месторождений нефти Тьюпи и Тибр на глубине 8–10 км доказало возможность нефтегазоносности больших глубин. В интервале глубин 4500–8100 м сегодня разрабатывается более 1000

зарубежных месторождений нефти и газа, и их начальные суммарные извлекаемые запасы составляют 7 % от мировых запасов нефти и 25 % от запасов газа. На этих глубинах в Египте, Ливии, Мексике, Франции и США разведано около 47 % их общих запасов газа. В Мексике и США коэффициент промышленных открытий нефти и газа на

больших глубинах достигает 50–71 %. В бассейнах Мексиканского залива, Пермском, Анадарко, впадин Калифорнии и Скалистых гор в глубокопогруженных горизонтах

открыто более 225 месторождений и залежей, в том числе и такие крупные как Гомез, Локридж, Койаноза, Торо, Хемон, Рохо, Кейлон-Айсленд и другие..."

 

Трудно поверить, что многие из этих открытий сделаны на основе сейсморазведки, учитывая как выглядят сейсоразрезы на больших глубинах, качество отражения их толщ фундамента! Между тем, мне известно по публикациям, что Ури Геллер в своё время стал очень близким человеком президенту Мексики и провёл на их территории своими методами поиски месторождений УВ. Больших сомнений не вызывает, с чем связаны стремительные успехи этой страны в добыче нефти.

Аналогичная картина просматривается по Ливии. Упоминается, что однажды Ури Геллер полетал с Каддафи над Ливией, вследствии чего, безусловно, в одной из публикаций западного автора встречаю удивленные восклицания о том, как стремительно стали вдруг появляться нефтяные гиганты в долине Сирт.

Наследил он и в долине р.Ориноко в Венесуэле. Безусловно и США не пренебрегли такими возможностями и неожиданно наоткрывали и на своей территории крупные месторождения на больших глубинах. Может и по сланцевой нефти им помогают мои коллеги, удивительным образом "выжимать" их в таком количестве из простых сланцев? И лишь для внешнего потребления они выглядят такими глупыми сторонниками органической теории с дурацкой привязкой к осадочным бассейнам. А наши специалисты-аборигены открыв рты внимают их обманчивым проповедям на эту тему, не замечая странного успешного движения всего мира в непонятном для них направлении.

А как у Ури Геллера отношения с научной методологией?

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

А как у Ури Геллера отношения с научной методологией?

Думаю, он с ней не очень заморачивается, а может и не знает о её существовании (читал его с соавтором типа мемуары). Но по факту, он несколько опережает её развитие. Ведь даже методология требует периодической корректировки. Точнее более смелого и незашоренного взгляда на законы природы, не считать, что сегодняшние наши знания о них - это вершина познания. Такой настрой при реализации данной методологии будет гораздо продуктивней. 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

 Как отмечено на той же конференции, усилия необходимо концентрировать на следующих основных направлениях:

1.Разработка и усовершенствование мето­дов картирования очагов возбуждения.


2.Разработка и усовершенствование ме­тодов картирования каналов, времени и мас­штабов миграции углеводородов


3.Усовершенствование методов картиро­вания ловушек сложной конфигурации, оцен­ка параметров резервуаров.

 

Поскольку реализация первых двух направлений целиком и полностью зависит от фактического материала, полученного при решении третьей проблемы, постольку именно она

должна считаться первоочередной.

При этом, очевидно одно, весьма важное и определяющее все остальное, обстоятельство: возможность деструкции нефти на больших глубинах,  как и прямое влияние главной

фазы нефтеобразования ставится под сомнение.

 В общем случае с глубиной меняется генетический спектр типов ловушек, типов природных резервуаров УВ. Ниже 3000-4000м (в зависимости от региона) преобладают неантиклинальные («неструктурные»), в большей степени тектонозависимые типы ловушек, непластовые типы природных резервуаров, трещинные породы –коллекторы.

 

Как известно, успешность изучения любых ловушек (а неантиклинальных – в первую очередь) в огромной степени определяет априорная геологическая модель. Используя новые технологии, новые подходы, добываются новые факты, на основе которых уточняется геологическая модель, которая в свою очередь заставляет искать и применять новые подходы для получения новых фактов и т. д.


Поскольку очевидно, что с глубиной резко возрастает роль разломной тектоники, необходимо, что бы модель в качестве главного

элемента, контролирующего нефтегазоносность, содержала разломное образование со всеми статическими и динамическими характеристиками.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводит к геологической модели тектоноблендера, объясняющей  все многообразие тектонозависимых ловушек УВ, все процессы, происходящие в системе «порода-флюид».

Под тектоноблендером понимается активный (в определенном пространственно-временном интервале) разлом с приразломным пространством (областью динамического влияния разлома), способствующий смешению флюидов (и иногда – породы) различного состава при определенных тектонофизических условиях (активизации разлома).

Необходимо различать этапы развития тектоноблендера: активные и пассивные.

На активном этапе происходит образование пьезоминимума (вплоть до вакуума), обеспечивающего как вертикальную, так и латеральную миграцию флюидов с их смешением в (при)разломном пространстве.

На пассивном этапе происходит релаксация тектонофизической напряженности, распад пьезоминимума, с распределением УВ вдоль (при)разломного пространства сообразно

его физикомеханическим характеристикам.

Если тектоноблендер - это разлом с приразломным пространством, то здесь необходимо подчеркнуть, чем тектоноблендер, являясь более широким понятием, не совпадает с

«обыкновенным» разломом. Последний представляет собой статическое тектоническое образование, способное иметь на определенных этапах динамическое развитие с
образованием области динамического влияние этого разлома, размеры которой и интенсивность трещинообразования в пределах которой зависят от типа разлома
(сброс, взброс, сдвиг, надвиг), от амплитуды  и угла наклона сместителя, от толщин и вещественного состава различных комплексов пород, попавших в эту область.

Любой практикующий геолог - нефтяник может найти на изучаемых месторождениях свидетельства влияниятектоноблендера.  Практически на каждом месторождении есть активный разлом, влияние которого наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п. 

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Багдасарова М.В. отмечает (2001), что анализ имеющейся информации позволяет утверждать о реализации в природе  взаимодействия тектонических подвижек, приводящих к сжатию и растяжению в зонах разломов и внедрению и перераспределению флюидов, сопровождающимся их фазовыми переходами и расслоением. Эти процессы особенно четко проявляются в сейсмоактивных областях (Терско-Каспийском прогибе, Сахалине, Предкарпатье и др.), где распространены месторождения с высокими флюидодинамическими параметрами. Наиболее типичными в этом отношении являются многопластовые месторождения на Терском хребте (Малгобек-Вознесенское, Эльдаровское, Брагунское и др.).  Они распространены как в Терско-Сунженском районе, так и в Предгорном Дагестане. Как известно, эти месторождения контролируются глубинными разломами, способствующими развитию трещиноватости и сильной раздробленности фундамента и мезозойского карбонатного комплекса.
Последний содержит узкие протяженные залежи нефти массивного типа высотой более 1200 м. Трещиноватость коллектора неравномерная и на участках, где имеются
поперечные нарушения (выраженные в структуре поверхности верхнемеловых известняков), она увеличивается, что определяет и более высокие дебиты скважин.
Признаки внедрения флюидов легко обнаруживаются по характеру температурного поля, УВ-составу нефти и др. Флюидодинамика Терского хребта сопровождается
интенсивной динамикой литосферы в целом. Помимо землетрясений, очаги которых часто располагаются под Терским хребтом на глубине до 50 км (Эльдаровское
землетрясение 1913 г.), для этой зоны характерны высокоградиентные современные вертикальные движения земной поверхности и общий подъем хребта.

Высокая активность флюидных систем  создает повышенный температурный фон в зоне нефтегазонакопления. Температура залежей нефти в глубоких горизонтах таких систем (доступных для бурения) иногда превышает 200°С, а постоянные вертикальные перетоки в месторождении создают на одинаковой глубине значительные разности температур. Например, в пределах Терского хребта разница температуры на глубине -3000 м в залежах Эльдаровского месторождения достигает 20°С, а максимальные значения отмечаются вблизи проводящих разрывных нарушений.

Гелиеметрическое опробование, проведенное в Припятском прогибе, показало сквозную проницаемость разреза и глубинную природу потока флюидов(11). Приразломная часть опущенного крыла межсолевой залежи (как яркий пример тектонозависимой залежи) контролируются минимальными значениями гравитационного поля, максимальными

значениями магнитной напряженности и максимальными амплитудами современных вертикальных движений земной поверхности.

Приведенные примеры примечательны тем, что здесь показаны зоны разуплотнения по данным гравиметрии и изучения современных движений, которые совместно с разломной зоной можно представить в виде тектонического блендера, способного за счет нисходящей фильтрации флюидов образовать скопления УВ ниже уровня с установленной продуктивностью (в том числе в фундаменте) и являться причиной восполнения запасов УВ.

Поделиться сообщением


Ссылка на сообщение
Поделиться на других сайтах

Создайте аккаунт или войдите для комментирования

Вы должны быть пользователем, чтобы оставить комментарий

Создать аккаунт

Зарегистрируйтесь для получения аккаунта. Это просто!

Зарегистрировать аккаунт

Войти

Уже зарегистрированы? Войдите здесь.

Войти сейчас