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:
Почему нет, пришлите мне предложение, я передам руководству.
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Ноября 17, 2016, 03:01:25 pm ---Почему нет, пришлите мне предложение, я передам руководству.
--- Конец цитаты ---
Процесс пошел...
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Ноября 14, 2016, 10:24:30 am ---Ярослав Гаврилович, кроме того, отмечает: «Форма существования составляющих водонефтяной эмульсии В.А. Карповым также не определяется, то ли это физический или химический процесс? Скорее всего его можно определять как механическое явление. Однако последнее в термобарических условиях нефтегазоносных осадочных бассейнов трудно представить, т.к. в недрах такое сосуществование двух типов флюида ведет к гравитационному разделению по плотностям, т.е. формированию залежи УВ в традиционном типе с водной фазой ниже залежи нефти, т.е. ниже водонефтяного контакта.»
Определять форму существования составляющих водонефтяной эмульсии необходимо в процессе дальнейшего изучения этой проблемы, а пока можно использовать то, что уже определено соответствующими профильными специалистами (Физико- химические свойства нефтяных дисперсных систем / Р.З. Сафиева, Л.А. Магадова, Л.З. Климова, О.А. Борисова: под ред. проф. В.Н. Кошелева. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – 60 с., Шерман Ф. Эмульсии. – Л.: Химия, 1972. – 448 с.). Хотя сегодня нельзя быть уверенным в том, что формы существования эмульсий в недрах уже известны в полной мере, и следует ожидать, что нас еще ждут сюрпризы при дальнейшем изучении этой проблемы. Кроме того, водонефтяной контакт нередко не представляет собой плоскость, а имеет вид переходной зоны внушительных размеров с атрибутами водонефтяных эмульсий.
--- Конец цитаты ---
Далее.
В.Карпов: «– отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не связанное с низким качеством первичного вскрытия пласта, при удовлетворительном скин-факторе.»
Я.Грибик: «Причины отсутствия притоков из казалось бы явных нефтенасыщенных пород-коллекторов можно объяснять не только проявлением ЭЗ. В условиях Припятского прогиба установлены такие факторы, которые связаны с другими явлениями. В частности показательный пример по Березинскому месторождению, расположенному в районе Северного краевого разлома Припятского прогиба.»
Конечно, причины отсутствия притоков из казалось бы явных нефтенасыщенных пород-коллекторов можно объяснять не только проявлением ЭЗ, но такие случаи в статье не рассматривались, хотя то, что приведено Грибиком Я.Г. по Березинскому месторождению, может быть результатом образования первоначально эмульсионной залежи с последующим выпадением галита из рассолов. Поскольку при изменении рН пластовой воды возможно выпадение солей из пластовых вод, то следует ожидать залежи "матричного" типа (Оренбуржье (Формирование и проблемы освоения матричной нефти –нетрадиционного вида углеводородного сырья в карбонатных отложениях газоконденсатных месторождений / А.Н. Дмитриевский, Н.А. Скибицкая, О.П. Яковлева, Л.А. Зекель // 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.), Западная Сибирь – Фроловская впадина(Карпов В.А. Об особом типе скоплений трудноизвлекаемых запасов УВ //Недропользование XXI век. 2016. № 3. С. 132– 139.).
И стоит здесь напомнить, что все нефтяные эмульсии делятся на три группы (Физико- химические свойства нефтяных дисперсных систем / Р.З. Сафиева, Л.А. Магадова, Л.З. Климова, О.А. Борисова: под ред. проф. В.Н. Кошелева. – М.: Изд-во РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2001. – 60 с.,Шерман Ф. Эмульсии. – Л.: Химия, 1972. – 448 с.): первая группа – эмульсии обратного типа (вода в нефти), в ней содержание дисперсной фазы (воды) в дисперсной среде (нефти) может колебаться от следов до 90-95%. Такой тип нефтяных эмульсий охватывает диапазон разбавленных и высококонцентрированных эмульсионных систем, где в большей степени проявляются различия в факторах их стабилизации. Вторая группа – это эмульсии прямого типа (нефть в воде). Образуются они в процессах разрушения обратных эмульсий, т.е. при деэмульсации нефти. Третья группа – это «множественная» эмульсия. Как показали исследования, она характеризуется повышенным содержанием различных механических примесей, а это то, что ожидается при активизации разлома. Такие эмульсии самые трудноразрушаемые , и они могут определять отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не связанное с низким качеством первичного вскрытия пласта, при удовлетворительном скин-факторе.
Карпов Валерий Александрович:
НОВОСТИ // ГЕОЛОГОРАЗВЕДКА
Итоги исследования керна параметрической скважины Хейса-1 - перспективы обнаружения нефтяных залежей невысокие
Специалисты КамНИИКИГС (входит в Росгеологию) завершили геохимические исследования образцов керна параметрической скважины Хейса-1.
Об этом 22 ноября 2016 г сообщает Росгеология.
Скважина, глубина которой составляет 3344 м, расположена в северо-восточной части одноименного острова, входящего в состав российского архипелага Земля Франца-Иосифа в Северном Ледовитом океане.
Она была пробурена в 1980-1981 гг для выяснения глубинного строения средней части архипелага.
Специалистам КамНИИКИГС предстояло дать оценку нефтегазогенерационного потенциала пород и представить результаты историко-геологических и палеотемпературных реконструкций осадочного разреза скважины на основе компьютерного моделирования.
Из разреза параметрической скважины Хейса-1 были отобраны и подготовлены к аналитическим исследованиям 130 образцов керна.
На основе изучения свойств керогена на пиролитическом комплексе Рок Эвал 6 в разрезе скважины в интервалах 1740 – 2107 м, 2134 – 2693 м и 2623 – 3344 м были выделены вероятные нефтегазоматеринские свиты и представлена их геохимическая характеристика.
Кроме того, были определены границы главных зон нефте- и газообразования.
При помощи компьютерной модели представлен историко–геологический анализ эволюции осадочного разреза и процессов образования и эмиграции нефти и газа.
Созданы модели формирования отложений, теплового режима, нефтегазообразования, реализации нефтяного и газового потенциала.
На основании проведенных исследований специалисты сделали вывод, что перспективы обнаружения в районе бурения скважины Хейса-1 нефтяных залежей невысокие.
А развитие газовых залежей может существенно зависеть от процессов газообразования в невскрытых бурением осадочных породах, залегающих ниже забоя скважины.http://neftegaz.ru/…/155512-Itogi-issledovaniya-kerna-param…
Цитата: "...развитие газовых залежей может существенно зависеть от процессов газообразования в невскрытых бурением осадочных породах, залегающих ниже забоя скважины." В таком случае вывод о невысоких перспективах преждевременен
http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_x…/arkhiv-zhurnala/…/
Карпов Валерий Александрович:
Новости oilru.com
Наука
Российские ученые выяснили, как с помощью морских червей искать нефть
Размер шрифта: 1 2 3 4
«Нефть России», 23.11.16, Москва, 07:24 Ученые лаборатории "Биология морских беспозвоночных" Школы естественных наук Дальневосточного федерального университета (ДВФУ) во Владивостоке установили, что морские черви погонофоры являются индикаторами подводных месторождений нефти и газа, сообщает вуз.
Изучив их строение и синтез органических веществ, исследователи пришли к выводу, что погонофоры обитают в перспективных для добычи углеводородов районах Мирового океана.
"В глубине их тела есть специальный орган, где обитают хемосинтезирующие бактерии, окисляющие метан. Этот процесс происходит с выделением энергии, которая используется для синтеза органических веществ. Он похож на фотосинтез, но энергию дает не солнечный свет, а окисление метана, который необходим для жизнедеятельности погонофор в довольно высоких концентрациях - не менее 1 миллилитра на литр грунта. Это позволило нам сделать вывод о том, что те районы, в которых обитают погонофоры - перспективны для добычи нефти и газа", - сказал заведующий лабораторией "Биология морских беспозвоночных" ДВФУ Владимир Малахов.
Он также сообщил, что все мелководные виды погонофор встречаются там, где разведаны или уже добывают нефть и газ - например, в Северном и Баренцевом морях, на шельфе Сахалина. На Дальнем Востоке погонофоры найдены в Охотском и Беринговом морях. Компания BP добывает нефть в Мексиканском заливе с глубины 1,5 километра, и там тоже были обнаружены целые заросли трубок погонофор. "У человечества еще есть запас углеводородов на больших глубинах Мирового океана, а где их искать - укажут погонофоры", - считает Малахов.
Лаборатория "Биология морских беспозвоночных" Школы естественных наук ДВФУ была создана в рамках "мегагранта" правительства РФ в 2010 году. Сейчас ученые работают над реализацией большого комплексного проекта "Технологии мониторинга и рационального использования морских биологических ресурсов" ДВФУ до 2018 года, который получил поддержку Российского научного фонда.
Источник: ПРАЙМ
Появились альтернативные "геологи", картирующие ТБ?
http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2016/4_vysshaya_shkola_novye_resheniya_pri_podgotovke_kadrov/
Навигация
Перейти к полной версии