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
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Октября 10, 2016, 09:00:21 pm ---
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Октября 10, 2016, 08:24:29 pm ---А с флюидами вот что происходит:
Тимурзиев А.И. Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти (вопросы миграции УВ). - Геология, геофизика и разработка нефтегазовых м-ний. ВНИИОЭНГ, 2009, №12, с.30-38 (http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_125.pdf).
--- Конец цитаты ---
Вы пишите: "Лабораторными методами доказано, что генезис нефти возмо-
жен как на органической (Н.Б.Вассоевич, В.А.Успенский), так и
на неорганической (Д.И.Менделеев, Э.Б.Чекалюк) основе. "
Это же реальный факт!
Почему же тогда отвергаете полигенную основу?
--- Конец цитаты ---
Это, как немножко быть беременной, что ли? Меня такое положение не устраивает, а потом, весь мой опыт свидетельство, что органическое учение - это заблуждение для большинства и способ существования для избранных от нефтяной геологии.
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Октября 12, 2016, 01:02:02 am ---
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Октября 10, 2016, 09:00:21 pm ---
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Октября 10, 2016, 08:24:29 pm ---А с флюидами вот что происходит:
Тимурзиев А.И. Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти (вопросы миграции УВ). - Геология, геофизика и разработка нефтегазовых м-ний. ВНИИОЭНГ, 2009, №12, с.30-38 (http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_125.pdf).
--- Конец цитаты ---
Вы пишите: "Лабораторными методами доказано, что генезис нефти возмо-
жен как на органической (Н.Б.Вассоевич, В.А.Успенский), так и
на неорганической (Д.И.Менделеев, Э.Б.Чекалюк) основе. "
Это же реальный факт!
Почему же тогда отвергаете полигенную основу?
--- Конец цитаты ---
Это, как немножко быть беременной, что ли? Меня такое положение не устраивает, а потом, весь мой опыт свидетельство, что органическое учение - это заблуждение для большинства и способ существования для избранных от нефтяной геологии.
--- Конец цитаты ---
Тогда к чему Вы приводите это в своей статье, Ахмет Иссакович?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, возможность образования нефти из органического вещества, не означает, что она (нефть) образовалась из ОВ. Навоз, то же органическое вещество, из него можно нефтишку сделать (пахнуть, только будет), есть чудаки, кто допускал образование нефти из навоза динозавров... Почему нет?
ОВ - это окаменевшие следы разрушенной (метаморфизованной) нефти, обратного хода) из керогена в нефть) нет, в РТ условиях осадочного чехла термодинамика запрещает.
А промышленная нефть - есть следствие разгрузки мантийных очагов нефтегенерации на неотектоническом этапе глобального в масштабах Земли этапа тектонической активизации.
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Октября 13, 2016, 05:12:35 pm ---Валерий Александрович, возможность образования нефти из органического вещества, не означает, что она (нефть) образовалась из ОВ. Навоз, то же органическое вещество, из него можно нефтишку сделать (пахнуть, только будет), есть чудаки, кто допускал образование нефти из навоза динозавров... Почему нет?
ОВ - это окаменевшие следы разрушенной (метаморфизованной) нефти, обратного хода) из керогена в нефть) нет, в РТ условиях осадочного чехла термодинамика запрещает.
А промышленная нефть - есть следствие разгрузки мантийных очагов нефтегенерации на неотектоническом этапе глобального в масштабах Земли этапа тектонической активизации.
--- Конец цитаты ---
Ахмет Иссакович!
Это цитата из Вашей статьи: "Лабораторными методами доказано, что генезис нефти возмо-
жен как на органической (Н.Б.Вассоевич, В.А.Успенский), так и
на неорганической (Д.И.Менделеев, Э.Б.Чекалюк) основе. "
http://www.deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_125.pdf
Карпов Валерий Александрович:
Из №5/16 " Недропользование XXI век"
Залежи водонефтяных эмульсий – природные объекты
№ 4-2016 журнала «Недропользование ХХI век» в качестве отклика на статью [5], появилась публикация Б.Р. Кусова [8], требующая соответствующей реакции, представить которую можно в форме заочного диалога.
Б. Кусов (Б.К.). «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?»
В. Карпов (В.К.). В Западной Сибири на Северо -Покурском месторождении встречены эмульсионные залежи, в которых содержание воды достигает 50% [2]. И потом: не все сразу обнаруживается. Об этом достаточно убедительно рассказал сам Б.Р. Кусов в статье «Фантомные разломы и методы их выявления» [7]. Поэтому автору этих строк и пришлось после анализа разрозненных (иногда кажущихся фантомными) фактов синтезировать («складывать») образ такой залежи. О том же свидетельствует история открытия многих провинций и месторождений.
К примеру, первое в Саудовской Аравии крупное месторождение Дамам было открыто после неудачного бурения 8 поисковых скважин, заложенных на одной и той же структуре, а уникальное месторождение Хасси-Месауд (Алжир) – после 20 «сухих» скважин. Первые крупные залежи нефти в Северном море были обнаружены после бурения крупнейшими мировыми компаниями 200 скважин (либо «сухих», либо только с газопроявлениями). Крупнейшее в Северной Америке нефтяное месторождение Прадхо-Бей размерами 70 на 16 км с извлекаемыми запасами нефти порядка 2 млрд т было обнаружено после бурения на севере Аляски 46 поисковых скважин. В Припятском прогибе поначалу искали нефть в подсолевых терригенных отложениях, пропуская нефть в карбонатной толще. Показательна и история открытия Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Список можно продолжить. К тому же, как отмечено в работе [3], «эмульсионные экраны могут иметь более широкое распространение, чем сейчас предполагается. По-видимому, газоводяные и нефтеводяные эмульсии могут играть значительную роль в формировании залежей с нефтями разных генетических типов».
Эмульсионные экраны можно рассматривать как крайнюю форму существования эмульсионных скоплений. И еще: как учат сейчас студентов, по углеводородному составу залежи подразделяются на 10 классов: нефтяные, газовые, газоконденсатные, эмульсионные, нефтяные с газовой шапкой, нефтяные с газоконденсатной шапкой, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные с нефтяной оторочкой, эмульсионные с газовой шапкой, эмульсионные с газоконденсатной шапкой. Общеизвестно также, что длительная эксплуатация нефтяных месторождений и заводнение нефтеносных пластов приводят к обводнению добываемой продукции и образованию стойких водонефтяных эмульсий. Кстати, практически повсеместное и хроническое превышение проектных уровней добычи над фактическими может свидетельствовать о непонимании и недоучете настоящей роли эмульсий. И наконец: строго говоря, мы ищем, находим и разрабатываем водонефтяные залежи. Как известно, обычно нефтенасыщенность продуктивных коллекторов составляет 50–70%. Это как раз то соотношение воды и нефти, при котором образуются наиболее стойкие эмульсии [4]. Коэффициент нефтенасыщенности может достигать 95%, но такие коллектора встречаются нечасто и являются, как правило, преимущественно гидрофобными, как, к примеру, бажениты.
В.К. «Получение притоков пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при доказанном отсутствии заколонных и межпластовых перетоков)».
Б.К.: «Явно нефтенасыщенным по керну и ГИС может быть полностью выработанный пласт с остаточной нефтенасыщенностью 60%».
В.К. Конечно – может, но рассматривались прежде всего результаты поисково-разведочного изучения недр.
В.К. «Получение притоков безводной нефти из низкоомных пластов». Б.К. «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». В.К. Конечно, для каждого типа разреза есть свои граничные значения сопротивления,
а в поле зрения попали случаи получения притоков нефти при значениях ниже граничных.
В.К. «Отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не связанное с низким качеством первичного вскрытия пласта, при удовлетворительном скин-факторе».
Б.К. «Если из явных коллекторов приток не получают, то это вопрос технологии, а не геологии».
В.К. Да, это вопрос технологии, которая должна быть адекватна геологии. А при ориентире на «стандартную» геологию, используя традиционную технологию при изучении нетрадиционных (эмульсионных) залежей, притоки получить удается не всегда, о чем и было сказано.
Б.К. «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».
В.К. Это остается пока дискуссионным, т.к. до сих пор неорганическое воззрение на природу УВ остается гипотезой.
Б.К. «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?»
В.К. Никто и не пытался представить положительную форму без отрицательной. Акцентировалась возможность переформирования первичной залежи, приуроченной к положительной структуре, на завершающем
активном этапе тектонического развития последней.
Б.К. «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?»
В.К. Без разломов положительные структуры, если следовать за академиком А.В. Пейве, не существуют, и вряд ли есть месторождения, не обязанные своим существованием разломам. И именно они (разломы) в первую очередь виновны в появлении эмульсионных залежей.
Б.К. «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?»
В.К. Связь обусловлена оживлением, активизацией разлома, а вектор и интенсивность миграции флюидов определяется разностью приведенных пластовых давлений в первичной и новообразованной залежах. И первичная залежь, находящаяся на больших глубинах, может являться источником, из которого восполняются запасы новообразованной залежи.
В.К.«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».
Б.К. «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?»
В.К. Ответы на эти вопросы даны в работах Л.А. Абуковой, В.Д. Кукурузы, Ю.И. Яковлева и др. Здесь же уместно и достаточно привести мнение Ф.А. Киреева [6]: «В гранитоидном фундаменте нефтяного месторождения Белый Тигр на вьетнамском шельфе отчетливо проявляется синхронная связь возникновения определенного типа пустотности и сопряженного с ней во времени УВ-флюидного заполнения. При этом массивный тип УВ залежей обусловлен тектоно-кессонным разуплотнением пород, проявление которого сопровождается, как правило, возникновением условий благоприятных для всасывания флюидов, иными словами – резким снижением давления и температуры. Такие условия образуются в динамически напряженных массивах, в зоне действия молодых или обновленных разломов. Иными словами, тектоно-кессонный эффект обусловливает образование и развитие зон разуплотнения и деструкции, формирование различного типа мощных энергетических аномалий, в том числе, стимулируя аккумуляцию УВ в виде крупных скоплений».
В.К «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».
Б.К. «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.К. Ситуация действительно интересная и заслуживает особого внимания, т.к. в основном практически во всех регионах (даже в самых старых) «прошлись» пока лишь по «верхам», сняли лишь «вершки». И предстоит серьезная работа по выявлению ниже расположенных залежей.
В.К. «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».
Б.К. «Полностью согласен. Но хотелось бы узнать хотя бы об одном из таких методов».
В.К. Для начала стоит определить задачи, которые должны решаться рациональным комплексом геолого-геофизических исследований, а они сводятся к следующему: – оценка характера расчлененности приразломного пространства, как по разрезу (вертикали), так и по латерали (горизонтали), с выделением главного и сопутствующих разломов (оперений), 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 породколлекторов, 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 с разрешенностью, позволяющей проводить скрупулезный палеотектонический анализ, 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 также 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 инновационных модификаций площадной и скважинной сейсморазведки и т.п.) вместе с расширением возможностей традиционных, 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. в какой-то степени эти залежи являются палеомагнитными – магнитное поле оказывает существенное влияние на интенсивность и направление миграции УВ, на характер сепарации УВ и пластовых вод, на условия локализации и сохранности этих скоплений. Заслуживает, к примеру, внимания методика выделения продуктивных областей, которая может быть применена и для приразломного пространства, с использованием комплексного анализа данных ГИС, кернового материла, результатов геохимических лабораторных исследований и сейсмических данных [3]. Представляется, что огромной важности и информативности материал можно получить при мониторинге теплового, акустического, магнитного, гелиевого и других физико-химических полей в скважинах, выполнивших свое назначение и подлежащих ликвидации, оставляя их в фонде наблюдательных, создавая, таким образом, уникальный исследовательский полигон. Немалое значение должно иметь лабораторное тектонофизическое моделирование, как обязательное условие ускорения процесса выработки и внедрения эффективной методики локального прогнозирования в производство. И все это должно сопровождаться (а может и опережать) изучением последствий смешения УВ и пластовых вод, условий зарождения и распада эмульсий. Есть еще одно немаловажное следствие этого процесса. Известно, что с увеличением обводненности возрастает вязкость эмульсии. При достижении обводненности 60–70% вязкость увеличивается в несколько раз и после
наступления инверсии фаз (В/Н = > Н/В) резко падает [4]. Т.е., область 60–70% обводненности – область возможного формирования эмульсионного экрана, способного образовать эмульсионно-экранированную залежь. Как отмечено в работе [1] «Эмульсионные экраны могут иметь более широкое распространение, чем сейчас предполагается. По-видимому, газоводяные и нефтеводяные эмульсии могут играть значительную роль в формировании залежей с нефтями разных генетических типов».
Литература
1. Ботнева Т.А., Еременко Н.А., Нечаева О.Л. О формировании нефтяной залежи за счет поступления углеводородных флюидов из разных источников // Геология нефти и газа. 1999. № 1–2.
2. Конторович А.Э., Нестеров И.И., Салманов Ф.К. и др. Геология нефти и газа Западной Сибири. М.: Недра. 1975.
3. Данько Д.А.. Методика выявления перспективных объектов в баженовской свите на основе комплексирования геомеханических, геохимических и геофизических параметров // Геофизика. 2015. № 2.
4. Зарубин Д.С. О реологических свойствах нефтей и водонефтяных эмульсий месторождений Пермского края // Master`s journal. 2016. № 1. С. 229–233.
5. Карпов В.А. Об особом типе скоплений трудноизвлекаемых запасов УВ // Недропользование XXI век. 2016. № 3. С. 132– 139.
6. Киреев Ф.А. Граниты и их нефтегазоносность / Дегазация Земли и генезис нефтегазовых месторождений (к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина). М.: ГЕОС. 2011. С. 442–455.
7. Кусов Б.Р. Фантомные разломы и методы их выявления // Недропользование XXI век. 2015. № 5. С.130–137.
8. Кусов Б.Р. Залежи водонефтяных эмульсий – природные объекты или мираж? // Недропользование XXI век. 2016. № 4. С. 132–133.
Навигация
Перейти к полной версии