Все о разломах и трещинах; методы изучения и приложения в практику > Разломы и нефтегазоносность недр
От разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад
Карпов Валерий Александрович:
Из "НП-ХХ1 век", №6/15
М.В. Переслегин
«Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»1
старший геолог mikhail.pereslegin@salympetroleum.ru
И.П. Мокропуло
«Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»
старший советник по геологии Ivan.I.Mokropulo@salympetroleum.ru
Ключевые факторы успеха
геологоразведочных работ
в «Салым Петролеум Девелопмент Н.В.»
"Также по данным 3D устанавливается наличие сети безамплитудных разломов, которые контролировали осадконакопление (седиментационные границы совпадают с линиями разломов). В настоящее время сеть разломов также находит отражение в распределении флюидных контактов на месторождениях СПД. Так, по наиболее разбуренной части Западно-Салымского месторождения водонефтяной контакт повышается на 18 м при движении с запада на восток. Тенденция повышения водонефтяного контакта также наблюдается с севера на юг."
Редкий случай влияния безамплитудных, но активных разломов
http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2011/6_2011/
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Как всегда, Валерий Александрович, просьба присылать журнал на мой электронный адрес (может все сразу, чтобы не беспокоить Вас).
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Августа 30, 2016, 03:03:57 pm ---Как всегда, Валерий Александрович, просьба присылать журнал на мой электронный адрес (может все сразу, чтобы не беспокоить Вас).
--- Конец цитаты ---
Пошлю.
А это я уже высылал.
Новости oilru.com
Энергоресурсы и запасы
Объемы открытых запасов нефти рухнули до минимумов
Размер шрифта: 1 2 3 4
«Нефть России», 30.08.16, Москва, 21:52
В 2015 г. была обнаружена лишь десятая часть нефти от того объема, который разведывательные компании находят ежегодно с 1960 г.
В этом году объемы найденной нефти, вероятно, окажутся еще меньше, на фоне чего вырастут опасения по поводу способности удовлетворить будущий спрос.
При ценах на нефть, упавших более чем вдвое, нефтедобывающие компании сократили расходы на георазведочные работы до минимума. В результате в 2015 г. было добыто всего 2,7 млрд баррелей – наименьший объем с 1947 г. согласно данным консалтинговой фирмы Wood Mackenzie Ltd. В этом году по состоянию на конец прошлого месяца было добыто 736 млн баррелей нефти.
Нефтяной промышленности есть о чем беспокоиться, учитывая, что согласно оценкам Управления по энергетической информации США глобальный спрос на нефть вырастет с 94,8 млн баррелей в сутки в этом году до 105,3 млн баррелей в 2026 г. Несмотря на то что сланцевый бум США потенциально может восполнить этот пробел, цены ниже $50 за баррель подрывают возможность какого-либо существенного роста добычи.
Новых месторождений для традиционного способа бурения практически нет, отмечает Нилс-Хенрик Бьюрструм, старший менеджер из консалтинговой компании Rystad Energy AS.
"Стоит ожидать сильного влияния на нефть, поставки газа. Особенно на нефть", - отметил он.
Глобальные запасы поддерживаются в основном добычей из России и стран ОПЕК. Они наводнили рынок нефтью, несмотря на низкие цены, так как стремятся защитить свою долю на рынке. Тем не менее годы недостаточных инвестиций будут ощущаться вплоть до 2025 г., отметил Бьюрструм.
В этом году глобальные расходы на разведку, от сейсмических исследований до фактического бурения, были сокращены до $40 млрд с примерно $100 млрд в 2014 г., заявил Эндрю Латхем, вице-президент Wood Mackenzie. Вероятно, они останутся на том же уровне вплоть до 2018 г. Расходы на разведку в этом году составят около 13% по сравнению с обычными 18%, отметил Латхем.
До конца августа этого года было пробурено 209 скважин по сравнению с 680 в 2015 г. и 1,167 в 2014 г., по данным Wood Mackenzie. В 1960 г. средний уровень составлял около 1500 бурений.
Низкие объемы разведанной нефти в настоящее время начинают тормозить производство и создают значительный потенциал, для того чтобы спровоцировать рост цен, заявил Бьюрструм.
"Принято считать, что регулировать разведку очень просто. Однако это не так. Необходимо планировать деятельность на долгосрочную перспективу и поддерживать разведку даже во время спадов", - заявил Эльдар Сатре, главный исполнительный директор компании Statoil ASA.
Цены на нефть около $50 за баррель составляют менее половины от пика 2014 г., учитывая, что цены упали на фоне перенасыщения рынка, вызванного сланцевым бумом США. Когда ОПЕК решила продолжить добычу без ограничений, руководствуясь стратегией Саудовской Аравии, направленной на увеличение доли рынка, производство США отступило на уровень двухлетнего минимума.
Кристин Феровик, управляющий директор норвежского подразделения Lundin Petroleum AB, заявил, что влияние падения открытий новых месторождений на производство будет заметно через пять-восемь лет. В то же время, отметил он, на фоне этого появятся и некоторые возможности.
Нефтяные компании должны инвестировать около $1 трлн в год для удовлетворения спроса, сказал Бен Ван Берден, генеральный директор Royal Dutch Shell Plc. Он прогнозирует рост спроса на 1-1,5 млн баррелей в сутки с учетом снижения поставок примерно на 5% ежегодно.
Источник: Вести
Стоит присмотреться очередной раз к геологии региона и оценить адекватность применяемой методики
http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_x…/arkhiv-zhurnala/…/
http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2012/4_geofizicheskiy_servis_kak_stat_liderom_/
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Августа 16, 2016, 06:43:59 pm ---Спасибо, Валерий Александрович, подождем разъяснений физиков.
--- Конец цитаты ---
Либо что-то пропустил, либо не дождался.
Скоро выходит №4 "НП-ХХ1 век". Там будет продолжение обсуждения темы об эмульсионных залежах.
Хочу напомнить.
В №3 есть статья "Об особом типе скоплений трудноизвлекаемых
запасов УВ".
Любой геолог может привести немало фактов-казусов из своей геоло- гопромысловой практики – труднообъяснимых, исходя из обычных представлений о геологии и нефтегазоносности конкретного региона.
Интересны, прежде всего, следующие:
– получение притоков пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при доказанном отсутствии заколонных и межпластовых перетоков);
– получение притоков безводной нефти из низкоомных пластов;
– получение притоков высоковязкой нефти (в виде высоковязкой массы, выпадающей из труб при испытании скважины), которая после обработки бензином (иногда соляркой) прямо на скважине распадается на подвижную нефть и пластовую воду;
– отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не связанное с низким качеством первичного вскрытия пласта, при удовлетворительном скин-факторе.
И это все может наблюдаться на фоне других не менее примечательных особенностей геологического строения и нефтегазоносности залежи:
– пульсирующего характера работы отдельных единичных скважин, эксплуатируемых на стадии истощения, нередко связываемого с проявлением сейсмичности;
– изменения состава и газового фактора добываемой жидкости во времени;
– нефтегазопроявлений из ликвидированных скважин, не всегда объяснимых техногенными причинами;
– долговременной работы отдельных скважин, дебиты и суммарный отбор нефти из которых выбиваются из ряда этих показателей других скважин и никак не согласуются с подсчитанными и неоднократно пересчитанными запасами УВ;
– аномально-высоких и аномально-низких начальных пластовых давлений в залежах УВ;
– относительно узкого диапазона геологического времени, близкого к современной эпохе, в котором окончательно образовалось большинство месторождений;
– связи месторождений нефти и газа с новейшими и современными тектоническими движениями земной коры, признаки продолжения процесса нефтегазонакопления в настоящее время;
– приуроченности скоплений нефти и газа к разломам, активизированным на более поздних и завершающих этапах тектонического развития;
– аномальной прогретости недр изучаемого месторождения;
– наличия геохимических аномалий при поверхностных наблюдениях;
– того факта, что нередко достигнутый коэффициент извлечения нефти (КИН) превышает (и значительно) этот показатель, принятый при первоначальном подсчете запасов УВ [4].
Перечисленные факты и явления каждый исследователь толкует по-своему, но вне общей взаимосвязи. «Сложить» из них непротиворечивую картину удается с помощью следующего предположения: все они обязаны развитию в недрах в немалых масштабах скоплений УВ в виде эмульсий различного состава и различной продолжительности су- ществования, наличию (палео)эмульсионных залежей (ЭЗ).
Здесь уместно вспомнить некоторые «азы» знаний о водонефтяных эмульсиях:
– турбулентность потока – важнейший фактор, влияющий на образование и разрушение эмульсии;
– эмульсии бывают двух видов: «нефть в воде» (Н/В) и «вода в нефти» (В/Н);
– важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного времени не разделяться на нефть и воду:
– для многих нефтей повышение минерализации пластовой воды ведет к увеличению устойчивости эмульсии;
– нефть с относительно небольшим содержанием пластовой воды образует более стойкие эмульсии, с увеличением содержания пластовой воды стойкость эмульсий снижается;
– при изменении рН пластовой воды возможно выпадение солей;
– концентрация пластовой воды может быть критической и отражает так называемую точку инверсии. В точке инверсии происходит обращение фаз, и эмульсия меняет свой тип с В/Н на тип Н/В;
– наиболее стойкие эмульсии образуют изначально высоковязкие нефти;
– с ростом газового фактора (ГФ) эмульгирование увеличивается лишь до определенных значений (газ способствует дроблению капель воды, перемешиванию), но дальнейшее возрастание доли газа в потоке уменьшает эмульгирование;
– вязкость эмульсии зависит от температуры смешения;
– водонефтяная эмульсия является неньютоновской жидкостью.
Теперь рассмотрим некоторые важные особенности эволюции системы «порода – флюид», связанные с развитием тектонического нарушения – разлома.
На многих месторождениях наблюдается парагенетическая ассоциация (сонахождение) положительной и отрицательной структур, разделенных активным разломом (тектоноблендером – ТБ) [6]. 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 различных глубинах, в разных стратиграфических комплексах, в разных породах [5].
Перемещение масс флюидов (УВ + пластовая вода) в режиме высочайшей турбулентности неизбежно должно привести к появлению новообразованных скоплений УВ в виде эмульсии (ЭЗ), имеющих свой вполне определенный срок существования.
Связь первичной и новообразованной эмульсионной 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 [10]. 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 послед-ней активизацией разлома, т.е. эти залежи самые молодые. Активизация разлома приво- дит к аномальной прогретости приразломных зон, фиксируемой и в современном темпера- турном 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. Вторичность таких залежей подчеркивается как составом УВ, так и трещиноватостью пород, осложненной образованием вторичных минералов, запечатывающих эти залежи.
Таким образом, ассоциация положительной и отрицательной структур, прошедших этапы последней пары активных и пассивных тектонических движений, предопределяет в общем случае ассоциацию первичных и вторичных (эмульсионных) залежей (ЭЗ). Последние по мере распада эмульсии и в дальнейшем способны периодически подпитывать первых в соответствие с характером и масштабами cейсмичности пассивного этапа тектонического развития.
------------------------------------------------------------------------------------------------------------------
Перераспределение УВ между положительной и сопутствующей приразломной отрицательной структурами может достичь таких масштабов, когда локальное поднятие станет полностью лишенным УВ. Последнее наблюдается на юге и востоке Западной Сибири [9], в центральном грабене Припятского прогиба [14]. Такое же могло случиться в других регионах с неясными перспективами нефтегазоносности (например, в Московской [8] 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 [8].
И главное: случаи неадекватности результатов испытания скважин данным по керну, ГИС и прочим должны не удивлять исследователей, а ориентировать на поиск залежей УВ с ТрИЗ особого (эмульсионного) типа и их производных.
Поскольку эмульсии бывают двух видов: «нефть в воде» (Н/В) и «вода в нефти» (В/Н), то и результаты испытания скважин могут быть различными:
– притоки пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при эмульсии вида Н/В с потерей фазовой проницаемости по нефти) – такое наблюдалось в Западной Сибири (Кондинский, Чапровский и Западно-Эргинский лицензионные участки);
– притоки чистой нефти из низкоомных пластов (при эмульсии вида Н/В с сохранением фазовой проницаемости);
– притоки высоковязкой водонефтяной эмульсии (в виде высоковязкой массы, вы-падающей из труб), которая после обработки бензином прямо на буровой распадается на подвижную нефть и пластовую воду (при эмульсии вида В/Н);
– отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не объяснимое низким качеством первичного вскрытия пласта (при весьма устойчивой эмульсии любого вида).
Поскольку для многих нефтей повышение минерализации пластовой воды ведет к увеличению устойчивости эмульсии, постольку в регионах с высокоминерализованными пластовыми водами (рассолами) следует ожидать наибольшую вероятность развития таких залежей (Восточная Сибирь, Припятский прогиб и др.).
Поскольку при изменении рН пластовой воды возможно выпадение солей из пластовых вод, то следует ожидать залежи типа
«матричной» (Оренбуржье [3], Западная Сибирь – Фроловская впадина).
То, что эти ЭЗ содержат неньютоновские жидкости, должно определять как методику ГРР, так и особенности их разработки.
В том числе, необходим учет концентрации пластовой воды и определение точки инверсии, как главного фактора обращения фаз, смены типа с В/Н на тип Н/В и наоборот, как основного условия получения промышленных притоков продукта. И если наиболее стойкие эмульсии образуют изначально высоковязкие нефти, то очевидна необходимость учета и состава нефти.
Поскольку величина газового фактора существенно влияет на степень устойчивости эмульсии, то газовое воздействие на пласт в процессе испытания и разработки следует рассматривать среди основных средств интенсификации притока.
Учитывая тот факт, что вязкость и, соответственно, – устойчивость эмульсии зависит от температуры смешения, надо полагать, что наибольшее развитие таких залежей следует ожидать на малых глубинах, к примеру, – в надсолевой толще Припятского прогиба [13], в фундаменте Московской синеклизы [8] и в регионах с низкими термобарическими условиями [18, 12].
Отдельно следует подчеркнуть особенности образования сланцевых скоплений УВ. Традиционный тип природного резервуара УВ обладает свойством сплошности развития как породы, так и флюида в коллекторе и может быть представлен в виде привычной для всех системы «флюид в породе». Природный резервуар в сланцевых породах(баженитах и т.п.), образованный благодаря ТБ, отличается прерывистостью породы и сплошностью флюида в коллекторской его части, образует здесь систему «порода во флюиде» и поэтому обладает инвертным характером [15], осложненным эмульсионным характером флюида.
Следует предположить, что интенсивность развития ЭЗ возрастает в солянокупольных областях, где перемещение пластовой воды должно сопровождаться интенсивным ростом минерализации и соответственно, ростом вероятности образования эмульсий. При этом прогноз развития таких залежей должен осуществляться с учетом уже установ- ленных связей между соле- и нефтегазонакоплением [16].
Выводы
Не всегда отрицательные или неадекватные результаты испытания скважин можно объяснить качеством первичного и вторичного вскрытия пласта. Аналогичные результаты можно иметь при обнаружении трудноизвлекаемых эмульсионных скоплений УВ (ЭЗ).
1. Наиболее вероятные места локации – зоны разломов, активных в новейшее и современное время.
2. Наличие ЭЗ – возможная причина феномена восполнения запасов многих месторождений.
3. Эти залежи не только трудно извлекаемые, но и трудно картируемые, наиболее
«склонные» к пропускам, требующие особой методики выявления и локального прогноза.
4. Разлом, сдвиг, другие дизьюнктивы и всевозможные ассоциации их фрагментов становятся гипоцентрами вторичных скоплений, в первую очередь, – ЭЗ, формы которых корреспондируются с разломными тектоническими элементами (не пликативными), т.е. – протяженных, узких, многопластовых, жилообразных, с экстремальным увеличением плотности запасов УВ в приразломных зонах. В этих условиях атрибуты структурной геологии становятся второстепенными (а возможности – мизерными), и на первый план выходят все методы, способные давать информацию о вещественном составе породы и флюида, об их изменениях во времени и пространстве, обеспечивающие переход от изучения статического образа залежи к познанию тектонического флюидодинамического образования, обязанного разлому.
5. Недоучет особенностей развития ЭЗ может привести к отрицательным результатам ГРР отдельных весьма перспективных направлений:
– на малых глубинах;
– на территориях с низкими термобарическими условиями;
– в породах фундамента;
– на территориях с неясными перспективами и т.п.
по одной, но весьма важной, причине, по причине преимущественной приуроченности этих скоплений к тектонозависимым неантиклинальным ловушкам.
В этих условиях (на стадии поисково-разведочных работ) резко возрастает роль многих методов третичного воздействия на пласт, которые обычно применяют на стадии разработки (термические, водо-газовые, электро- магнитные, импульсные и пр.)
6. Главный принцип ведения ГРР в этих условиях – принцип презумпции перспективности, когда объект не может считаться бесперспективным до появления объективных и прямых доказательств его бесперспективности [4, 5].
Литература
1. Абукова Л.А., Яковлев Ю.И . Геоэкологическая концепция разработки месторождений нефти с низким гидродинамическим потенциалом //Нефтепромысловое дело. 2008.
2. Джумагулов А.Д. Геодинамика и ремиграция углеводородов //Материалы межд. конф. «Геодинамическая обстановка нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре». Ташкент. 2002.
3. Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Зекель Л.А. Формирование и проблемы освоения матричной нефти – нетрадиционного вида углеводородного сырья в карбонатных отложениях газоконденсатных месторождений. Konferencja naukowo-techniczna Geopetrol-2010 «Новые методы и технологии освоения месторождений и добычи углеводородов на суше и море». Краков. Институт нефти и газа. 2010. С. 269–275.
4. Карпов В.А. Перспективы выявления новых залежей нефти в пределах и вблизи старых месторождений //Нефтяное хозяйство. 2012. № 3. С. 20–23.
5. Карпов В.А. К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ //Недропользование ХХI век. 2011. № 5.
6. Карпов В.А. Ловушки УВ в геодинамическом поле //Нефтяное хозяйство. 2013. № 2.
7. Карпов В.А. Фундамент – региональный нефтегазоносный комплекс //Отечественная геология. 2012. № 6. С. 90–94.
8. Карпов В.А. Перспективы нефтегазоносности Московской синеклизы (по модели тектоноблендера) //Недропользование ХХI век. 2012. № 6. С. 74–80
9. Карпов В.А. Состояние и перспективы развития нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири //Геология нефти и газа. 2012. № 3. С. 2–6.
10. Карпов В.А. Старые месторождения: феномен восполнения //Нефтегазовая вертикаль. 2012. № 4.
11. Карпов В.А. О термобарических параметрах залежей УВ как отражении особенностей тектоники //Недропользование ХХI век. 2014.
№ 4. С. 81–83.
12. Карпов В.А., Колдашенко Т,В., Черевко Т.А., Полежакина Л.Н., Ковалюк В.Г., Левковец В.П. Некоторые особенности геологического строения и распространения нефтеперспективных объектов в надсолевых отложениях Припятского прогиба //Методы прогнозирования и изучения залежей нефти и газа. Минск: БелНИГРИ. 1986. С. 172–191.
13. Карпов В.А. Условия формирования скоплений углеводородов в центральной и южной частях Припятского прогиба //Нефтегазовая геология и геофизика. 1982. № 6. С. 12–14.
14. Карпов В.А. Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах //Недропользование ХХI век. 2011. № 6; 2012. № 1.
15. Карпов В.А. Об особом типе природного резервуара УВ в баженовской свите Западной Сибири //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. № 8. С. 28–34.
16. Карпов В.А. О некоторых особенностях связи соле- и нефтегазонакопления //Отечественная геология. 2014. № 4. С. 65–69.
17. Кукуруза В.Д. Геоэлектрические факторы в процессах формирования нефтегазоносности недр. Киев: Карбон-Лтд. 2003.
18. Кусов Б.Р. Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири // Недропользование ХХI век. 2014. № 4.
19. Осика Д.Г. Формирование геохимических аномалий в пределах сейсмически активных областей и их обрамлений (применительно к поискам нефти и газа). Автореф. дис… д-ра геол.-мин. наук. 1990.
20. Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян. Особенности распределения изменения давлений в гранитоидных коллекторах месторождений Белый Тигр //Нефтегазовое дело. 2009.
21. Яковлев Ю.И. Теория и примеры нисходящей миграции углеводородов. Формирование, поиск и разведка газовых залежей. М.: ВНИИГаз. 1988. С. 29–37.
Карпов Валерий Александрович:
Вот другая точка зрения.
Б. Р. Кусов,
канд. геол.-мин. наук,
гл. геолог ОАО «Чеченнефтехимпром»,
bkusov@yandex.ru
Залежи водонефтяных эмульсий – природные объекты или мираж?
Обсуждаем статью В. А. Карпова «Об особом типе скоплений трудноизвлекаемых запасов УВ» (НП-21, 2016, № 3, стр. 100 – 107).
Статья взывает много вопросов, которые мешают согласиться с мнением ее автора. Уже в аннотации встречается интересное предположение о том, что «…значительное развитие в нефтегазоносных провинциях имеют скопления УВ, содержащие водонефтяные эмульсии, или тесно связанные с ними». Если залежи каких-то особых типов имеют значительное распространение в нефтегазоносных провинциях, то почему до сих пор нигде это явление не установлено однозначно или хотя-бы не показан единичный объект? Тогда бы и самому автору не пришлось «складывать» образ такой залежи из разрозненных фактов, собирая их на различных континентах. Да и отдельные случаи, иногда встречающиеся в нефтепромысловой практике, из которых собран образ нового типа залежи УВ, трудно назвать фактами в строгом смысле этого слова. Что бы какому-то событию придать статус факта для использования его в дальнейшем как доказательство чего-то нового, надо однозначно установить ближайшие причинно-следственные связи этого факта. В противном случае на выходе получим пирамиду из одних предположений.
Рассмотрим некоторые из таких «фактов». Получение притоков пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при доказанном отсутствии заколонных и межпластовых перетоков). Явно нефтенасыщенным по керну и ГИС может быть полностью выработанный пласт с остаточной нефтенасыщенностью 60 %.
Получение притоков безводной нефти из низкоомных пластов. Что такое низкоомный пласт и где граница между низкоомным и высокоомным пластами? Высокомный пласт в терригенном разрезе имеет сопротивление значительно ниже низкоомного пласта в карбонатном разрезе.
Отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не связанное с низким качеством первичного вскрытия пласта, при удовлетворительном скин-факторе. Если из явных коллекторов приток не получают, то это вопрос технологии, а не геологии.
Что касается «не менее примечательных особенностей геологического строения и нефтегазоносности залежи», то все они являются следствием поступления различных флюидов в верхние слои земной коры из мантии по разломам.
Рассуждая о соседстве положительных и отрицательных форм слоев земной коры, В. А. Карпов утверждает: «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 различных глубинах, в разных стратиграфических комплексах, в разных породах». Невозможно представить положительную форму без отрицательной. Что представляла из себя положительная структура с крупнейшими залежами до того, как отрицательная образовалась (или обновилась) в последнюю фазу активизации тектонических движений? И крупнейшие залежи до того, как их засосало в гидродинамическую воронку, существовали в структурах без разломов? Известно ли В. А. Карпову хоть одно месторождение без разломов?
Следующее утверждение «Связь первичной и новообразованной эмульсионной 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» также вызывает вопросы. При возобновлении связи первичной и новообразованной эмульсионной вторичной залежей, как проявлялась эта связь? Откуда, куда и что засасывалось? И где источник, из которого восполняются запасы УВ?
«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». Почему должен наблюдаться перепад давления между трещиноватым фундаментом и осадочными породами? И почему в фундаменте давление обязательно должно быть меньше, чем в осадочных породах? Причем настолько, что флюиды будут засасываться в проницаемый фундамент. Что, до появление разлома в трещинах фундамента был вакуум?
«Формирование крупнейших месторождений в осадочном чехле в ряде случаев происходит за счет подтока из фундамента основной массы нефти и газа, 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». Интересная ситуация – фундамент сперва засасывает крупнейшие залежи из осадочного чехла, создавая по пути эмульсионные залежи, а потом возвращает их в осадочный чехол для формирования новых крупнейших залежей нормальной не эмульсионной нефти.
«В этих условиях атрибуты структурной геологии становятся второстепенными (а возможности – мизерными), и на первый план выходят все методы, способные давать информацию о вещественном составе породы и флюида, об их изменениях во времени и пространстве, ..». Полностью согласен. Но хотелось бы узнать хотя бы об одном из таких методов.
Навигация
Перейти к полной версии