Голосование

Как Вы относитесь к понятию и к сути понятия "тектоноблендер"?

Положительно, это развитие учения о разломах
2 (33.3%)
Отрицательно, это профанация и дискредитация учения о разломах  
3 (50%)
Затрудняюсь ответить
1 (16.7%)

Проголосовало пользователей: 6

Автор Тема: От разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад  (Прочитано 276348 раз)

0 Пользователей и 2 Гостей просматривают эту тему.

Оффлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3085
  • Зинатов Хайдар Галимович
Валерий Александрович, я же не говорю об эксплуатационных скважинах, которые пробурены на нефть на платформах, в передовых прогибах или в Великой Долине Калифорнии. Я говорю о скважине намерено и целенаправлено пробуренной в зоне живого раздома для изучения его тектоноблендерной функции. Как, например, американцы пробурили скважину в зоне трансформного разлома Сан-Андреас.
Учёные научились предсказывать землетрясение за 10 часов
"11 Июль 2008 – от Герман Богапов 0 
Обсерватория глубинного разлома Сан-Андреас (SAFOD) рапортует о впечатляющем достижении: учёным удалось уловить изменения в глубинных породах задолго до начала подземных толчков.

 Цель обсерватории (вкратце мы уже говорили о ней) — научиться предсказывать землетрясения за срок, достаточный для принятия срочных мер безопасности: эвакуации людей из зданий, приведения в повышенную готовность пожарных команд и медиков, и так далее.

И речь идёт не о давно известной регистрации очень слабых толчков, предшествующих сильным, а об улавливании "невидимых" с поверхности перемен в глубинах Земли, которые предшествуют разгулу стихии.

Именно для анализа происходящего в сердце разлома несколько лет назад учёные пробурили пару скважин на глубину 2,2 и 3 километра. Причём вторая ещё и отклоняется в сторону, достигая "активной зоны", события в которой время от времени порождают толчки на поверхности.

За прошлые годы исследователи опускали в скважины самое разнообразное оборудование, которое многое рассказало об условиях в разломе. Кроме того, с глубины было поднято немало образцов пород для анализа.

А теперь учёным удалось зафиксировать перемены в состоянии недр, предшествующие собственно землетрясению.

Для этого геологи опустили в одну скважину SAFOD излучатель, генерирующий сейсмические волны, а во вторую — приёмник, фиксирующий эти колебания. Электроника измеряла скорость прохождения волн между скважинами.

 

Исследователи предположили, что незадолго до землетрясения изменение в уровне механического напряжения пород приведёт к открытию и закрытию небольших трещин, которые повлияют на движение волн. И хотя идея эта не нова, именно в SAFOD высокая точность измерений позволила добиться успеха: поймать перемены в скорости перед двумя небольшими землетрясениями.

В одном случае аппаратура зафиксировала сигнал за два часа до землетрясения, а во втором — за 10 часов до начала толчков (детали — в статье в Nature).

Один из авторов работы, Фэнлинь Ню (Fenglin Niu) из университета Райса (Rice University), говорит: "Мы очень воодушевлены этими сейсмическими сигналами-предшественниками и планируем серию новых экспериментов, чтобы лучше понять их физическую основу и сроки их возникновения".

Очевидно, если научиться предсказывать подземные удары хотя бы за пару часов, можно многократно уменьшить число жертв даже в случае сильного землетрясения (которого в той же Калифорнии "ждут" давно).

Ранее учёные и изобретатели предлагали немало вариантов предсказания землетрясения (помимо "народных" способов — по поведению домашних животных или даже мышей). И всё же ничего надёжного, полностью обоснованного, а главное — способного выдавать предупреждение за сколь-нибудь приличное время, — создано не было. "

 А о результатах полученных по этой скважине информации нет. Наверно - это гостайна США. А в России, кто из прогнозирующих и добывающих УВ "выбросит деньги на ветер"(?) , заведомо зная, что эта скважина станет для него "ГЕМОРРОЕМ" "на всю оставшуюся "Жизнь": и скважина будет "завальцована" деформациооным взаимодействием блоков земной коры и фонтана УВ не будет, не говоря уже о "повышении нефтеотдачи". Если, кто-то и решится на поизводстве, то про него все скажут: "Товарисчь не понимает. Аполитично рассуждает и действует товарисчь". Этож, не как ослушившиеся начальства Фарман Курбан оглы  Салманов и Б.В. Юсупов пробурили скважины, давшие фонтаны нефти, не там где требовало начальство. Первый получил всесоюзное признание за открытие нефти в Западной Сибири, а второй не был награжден, из за непослушания, Сталинской премией за открытие Ромашкинского месторождения. Но они шли на свой страх и риск за открытим уникальных месторождений нефти. А не за доказательством тектоноблендерной функции разлома. Хотя, это тоже нужно. Выделяет же богатенький Дядя Сэм своим ученым "фантики" на подобные исследования :(. А якжеж? В зоне разлоиа Сан-Андреас "скованы одной цепью" все основные факторы современного образования месторождений УВ (нефти, газа и битумов) парагенезисы разнопорядковых дизюнктивные и пликативные, УВ-формирующих и УВ-вмещающих дислокаций, вулканизм, землетрясения и другие факторы сегодняшнего образования месторождений УВ. Я об этом доложил на "КЧIII".
 И зачем Калифорнию отдали россияне? :( Тамже фактории  российских купцов, рудознатцев и земледельцев крепко обосновались к 1812 году :). Вот и есть  тепереча у американских геологов гигантская природная "лабалатория" по изучению глубинного образования месторождений УВ :) :(.
P.S. Врочем, в ВКА и на территории РТ  есть такие скважины. В зоне Прикамского разлома вряд ли кто-то бурил глубокие -  до фундамента скважины:ранее зона разлома попадала на русло Камы, а сейчас всё затоплено Камским водохранилищем, да и все скважины по антиклинальной теории бурились на "валах" - в удалении от Прикамского разлома. А вот в зоне Высокогорско-Салмышского разлома наверно можно разыскать достаточно глубокие скважины. Но вряд ли они бурились до фундамента. Да и потом всеэти скважины не "свежи, как молодые редисы" - они - экспуатационные и вряд ли, что либо истинно природное по привносу УВ и прочее в них можно будет обнаружить. 50 - 30- летняя зесплуатация таких скважин, по-видимому, внесла техногенные изменения в естество фукций по УВ- приносу разлома и нет уже "чистоты эксперемента" по доказательству тектоноблендера.
« Последнее редактирование: Ноябрь 26, 2014, 12:39:04 pm от Зинатов Хайдар Галимович »

Оффлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3085
  • Зинатов Хайдар Галимович
Уважаемый Валерий Александрович! Как-то, лет 7 - 5 назад, в РТ на совещаниях, конференциях и в геологической печати теоретически обсуждались вопросы прогнозиования и вскрытия скважинами "каналов притока УВ". Судя по заявлению Рената Халиулловича Муслимова на сентябрьской международной конференции в Казани о том, что сейчас и на ближайшие двух или более (?) десятков лет денег на прогноз и поиски месторождений в фудаменте территории РТ нет, то, вероятнее всего и тем более, не дадут денег и на прогноз и поиски тектоноблендеров. Все в нефтянке РТ, да, наверно, и в России соориентировано на повышение нефтеотдачи. 
За этой справкой, с желанием получить ичерпывающую информацию, Вам лучше всего обратиться к самому Р.Х. Муслимову.
« Последнее редактирование: Ноябрь 25, 2014, 08:39:31 pm от Зинатов Хайдар Галимович »

Оффлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3085
  • Зинатов Хайдар Галимович
Кстати, Валерий Александрович, я Вам "дарю", т.е. отдаю безвозмездно :), наглядный, яркий пример закартированного американскими геологами в 20-30-е годы прошлого века в нефтянном бассейне Лос-Анжелес , как я полагаю, тектоноблендера: правого сдвига Инглвуд. См. у Муди Дж.Д и Хилл М.Дж. Сдвиговая тектоника. // Вопросы современной зарубежной тектоники. М.: Иностранная литература, 1960. С. 265-333. и у В Ярошевского "Тектоника разрывов и складок"М. Недра 1981. 245 с. Последний  ссылается на B. et R. Willis, 1934 г.  Прилагаю файл. Смачный тектоноблендер. И нефть до сих пор там качают. Подробности у  Муди Дж.Д и Хилл М.Дж. А они и... не говорят о тектоноблендере >:(. Но рекомендую, как исторко-гелогический факт картирования нефтеносных антиклиналей, которые парагенетично сопряжены с совсем "невзрачным", по сравнению с его ярко геоморфологически выраженным "пародителем" - првосторонним сдвигом (трансформным  )  Сан-Андреая, разломом Инглвуд. Он так себе - зона сгущения трещин.
« Последнее редактирование: Ноябрь 27, 2014, 05:40:21 pm от Зинатов Хайдар Галимович »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Хайдар Галимович!
Спасибо огромное за подарок! За " Смачный тектоноблендер"!
Мне бы, конечно, каротажки посмотреть, на керн (или его описание), на сейсму....

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Из http://yandex.ru/clc...152391277629867
 
Гелий – удобный индикатор для геологов. При помощи гелиевой съемки можно определять на поверхности Земли расположение глубинных разломов. Гелий, как продукт распада радиоактивных элементов, насыщающих верхний слой земной коры, просачивается по трещинам, поднимается в атмосферу, а затем в космическое пространство. Такие трещины, и особенно места их пересечения, обладают высокими концентрациями гелия. Это явление было впервые установлено советским геофизиком И.Н. Яницким во время поисков урановых руд и признано как научное открытие в следующей формулировке: "Экспериментально установлена неизвестная ранее закономерность, заключающаяся в том, что распределение аномальных (повышенных) концентраций свободного подвижного гелия зависит от глубинных, в том числе рудоносных, разломов земной коры". Эта закономерность используется для исследования глубинного строения Земли и поиска руд цветных и редких металлов [15]. Зная приуроченность большинства месторождений Восточной Сибири к зонам разломов, а также наличие гелия в них, можно предполагать повсеместное распространение матричной нефти. Например, при разработке карбонатного трещиновато-кавернозного коллектора, при снижении пластового давления, вероятно освобождение нефти из карбонатно-органического полимера и его добыча на поверхность. Учитывая пульсационный характер поступления высокотемпературных гидротермальных флюидов (обогащенных углеводородами) в коллектор по зонам разломов, при восстановлении пластового давления возможна сорбция углеводородов мантийного происхождения снова.
 
Так, может, она - глубинная?
И ее (матричную нефть) надо в первую очередь искать и добывать из разломных (тектоноблендерных) зон?

Оффлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3085
  • Зинатов Хайдар Галимович
Да, уж, Валерий Александрович, такие материалы у американцев должны быть. М.б., что-то найдете в открытой печати. Как сказано было в "Священном писании" : "Ищите и... обрящите".
Эх, Валерий Александрович, дарить - так дарить! А чем правосторонний трансформный разлом Сан-Андреас не тектоноблендер для УВ и прочих, вплоть до твердых полезных ископаемых. Вот уж - тектоноблендер. Всем тектоноблендерам - тектоноблендер :)!
Два существенных замечания: 1. При переводе американской литературы, в частности работ  Муди Дж.Д и Хилл М.Дж. Сдвиговая тектоника. // Вопросы современной зарубежной тектоники. М.: Иностранная литература, 1960 и более ранней их работы за 1956 год, на котору ссылается при доказательстве связи месторождений нефти с разломами Н.А. Кудрявцев в своей посмертно изданной, классической работы для сторонников неорганогенного происхождения нефти: Н.А. Кудрявцев. Генезис нефти и газа. Изд-во недра. Ленинградское отделеие. Ленинград. 1973. 216 с. (Труды Всесоюз. нефт. научн.-исслед. геол-развед. ин-та, вып. 319) и в переведенной и изданной работы американских геологов разлом Инглвуд "обзывается"..."сброс". Авторы-то в своей статье пишут о сдвигах, парагенезисе дислокаций со сдвигами и на рисунке, который отображает размещение месторождений нефти в Калифорнийском нефтеносном бассейне рисуют правосдвиговую кинематику разлому Инглвуд. А наши переводчики то ли сами, то ли под давлением редакторов, сторонников Теории геосинклиналей, пишут на том же рисунке "зона сброса Инглвуд". Нарисован-то сдвиг! Парадокс? Да, ничуть >:(. Какая  Парадигма в годы переводов литературы американских геологов господствовала в умах и делах советских геологов, имевших разную степень влияния на теорию геологии? Правильно: "Теория геосинклиналей" , в которой напрочь отметались разномасштабные горизонтальные движения в земной коре. А зарождающаяся Теория тектоники литосферных плит в СССР была названа, где-то близко к "продажной девке империализма", со всеми "вытекающими последствиями" для сторонников тангенциальных движений в земной коре. :(.  Однако синхронно с плейттектонистами "Дикого Запада" в СССР на территории советской Средней Азии, благодаря работам ГИН АН СССР, во главе с А.В. Пейве, а на территории Восточно-Европейской плиты, благодаря татарину - воспитанику Казанской школы геологов Радику Назыховичу Валееву упорно обосновывались и картировались сдвиги и парагенетичные им дислокации (это сведено и издано в сборнике "Разломы и горизонтальные движения платформенных областей". М.: Наука. 1977.). И в Приморье геологи-съемщики уже картировали  сдвиги (Б.А. Иванов, 1960, 1961; В.Н. Силантьев, 1963). Вот вам и влияние "человеческий фактора" на развитие теории в геологии: всего-то, по чьей-то воле, заменили термин "сдвиг" на "сброс", а сколько "туману" напустили на долгие года в СССР на связь месторождений УВ с разломами :( >:(. Если в Калифорнии и на территории Северной Америки американские геологи картировали сдвиги на грани 19 и 20 века, то в СССР последний "оплот" сторонников отрицания горизонтальных (тангенциальных) движений в земной коре "пал" в МГУ только к середине 80-х годов прошлого века, когда территории Малого и Большого Кавказов - геологической "вотчины" МГУ со всех сторон (как со стороны прилегающих орогенных территорий, так и со стороны Восточно-Европейской плиты) были "обложены" закартированными фактами сдвиговой тектоники, внутренне присущей, как Теории литосферных плит, так и орогенам и платформам. Этож прошло более полувека, а м.б., более 70 лет! >:(. "Вот такие пироги... с котятами", уважаемый Валерий Александрович :(. Так что, господа-"товарищи ученые - доценты с кандитами" старайтесь прочесть зарубежную работу "в подленнике". А то переводчикили или редакторы так исказят суть, да, как им заблагорассудиться. То же в литературе. Большинству и мне тоже монолог Гамлета - "Быть... или небыть... . Вот в чём вопрос." нравиться в переводе Пастернака. Но есть идругие переводы "Гамлета" и в них минталитет Гамлета совсем другой. И стихи Шарля Бодлера, переведенные в России до 17-го года прошлого века, у разных переводчиков совсем ррразные. И Бодлер - разный.  И не верьте надписям на заборах. Или тем, кто в угоду своим идеям "купирует из зарубежной статьи "мысль зарубежного автора и публикует. А прочтешь работу сцицированного зарубежного автора и понимаешь, что этот автор говорит диаметрально противоположное Цицирующему >:(.
2. Остаюсь при своем мнении: разломы - сколовой кинематики (сдвиги, сбросы и взбросо-надвиги) являются только продуктами - производными движущихся и деформационнвзаимодействующих между собой разнопорядковых блоков литосферы, расслоенных, к тому же, на литопластины и разнопорядковые"чешуйки".
Удачи!
« Последнее редактирование: Май 03, 2016, 10:23:05 am от Зинатов Хайдар Галимович »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Хайдар Галимович!
Вы так щедры, а я Вам так благодарен!
Но при том, что Вы остаетесь "...  при своем мнении: разломы - сколовой кинематики (сдвиги, сбросы и взбросо-надвиги) являются только продуктами - производными движущихся и деформационнвзаимодействующих между собой разнопорядковых блоков литосферы, расслоенных, к том же, на литопластины и разнопорядковые"чешуйки".", что все это мешает образованию зон динамического влияния этих разломов (зон "дренажа" их), сообразному поведению флюидов и, в конечном счете, безусловному влиянию на нефтегазонакопление?

Оффлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3085
  • Зинатов Хайдар Галимович
Валерий Александрович! Наши предшественники и большинство из нас "исповедуют примат" роли разнопорядковых разломов в образовании месторождений твердых и горючих полезных ископаемых. Никаких противоречий в этом "постулате"у нас нет. Но, "...Механизмы формирования рудоконтролирующих, и рудолокализующих дислокаций, включающие в себя представление об иерархической связи и последовательности тектонических процессов: движение блоков земной коры низкого порядка (кто-то расссматривает, как высокого порядна) → деформации на регенерированных, кинематически обновленных, или вновь образованных границах и во внутренних, вовлеченных в деформации, частях движущихся блоков → поля напряжений, формирующиеся в ходе деформаций → образование под действием полей напряжений рудоконтролирующих и рудолокализующих дислокаций →тектонические движения более высокого порядка (некоторые говорят - низкого порядка), могут рассматриваться нами как структурно-кинематические условия формирования месторождений полезных ископаемых. Отсюда - устойчиво повторяющиеся связи определенных видов и генетических типов полезных ископаемых с определенными по механизму образования дислокациями или механизмами образования структур могут рассматриваться как структурно-кинематические закономерности размещения месторождений в земной коре. В такой трактовке тектонических закономерностей размещения месторождений полезных ископаемых, ограничивающейся констатацией повторяющейся связи, но не объяснением ее, как и во многих других исследованиях, поля напряжений вновь отходят на второй план. По моему мнению, при современном состоянии возможностей изучения полей напряжений, в исследованиях их влияния на рудообразование, основное внимание может быть уже сосредоточено на теоретическом объяснении создания полями напряжений динамических условий, благоприятных или запрещенных для реализации рудообразующих функций дислокаций и других важных факторов рудообразования, а так же сохранности или разрушения месторождений полезных ископаемых". Если вывести во главу угла образования месторпождений полезных ископаемых  "разлом", "отбросив" разнопорядковые блоки, осложняющие их границы и внутриблоковые пространства пликативные дислокации и ведущий фактор (а под "факторм" обычно понмают движущую силу и необходимое условие прохождения какого-либо процесса  [Большая Советска Энциклопедмя]) формирования месторождений полезных ископаемых разнопорядковые поля напряжений, то есть не решив с помощью реконструирования полей напряжений механизмы формирования всей парагенетической триады дислокаций растяжения - скола - сжатия, никаких, естественно на мой взгляд, структурно-кинематических закономерностей размещения (устойчиво повторяющейся связи формирования в земной коре определенных генетических типов и видов месторождений полезных ископаемых  с определенными по механизму формирования дислокациями) и динамических условий (в свете поей напряжений) формирования, подпитки для месторождений УВ и деструкции месторождений полезных ископаемых не будет выявлено. И, естественно разлом без решения задачи о механизме его формирования и всего перечисленного будет... бесплоден в отношени понимания связи с ним месторождений полезных ископаемых. Мы все сегодня говорим о выше названном "постутате" одно тоже, только стоит ли особо выделять разлом? Мы говорим одно и тоже. Только вот А.И. Тимузиев свое понимание роли разломов договагивает до конца (? Я, естественно, не знаю до чего он ещё додумался :(), я тоже  стараюсь  изложить, подробнее свое понимание, а Вы говорите о роли разлома, как тектоноблендере. Мало кто отрицает роль разломов в образовании месторождений полезных ископаемых и чем дальше по времени в геологии, тем меньше отрицающих эту роль разлов, но никто не говорит что разлом - это тектоноблендер. Как ксё же он это "делает? Я предполагаю, что он так и "тектоноблендерирует" в совокупности процессов на границах плит или блоков литосферы и земной коры и понять это можно только в свете реконструмрованных полей напряжений. Примитивно с Вашей точки зрения? Ну чтож, как говорится: "На каждого "мудреца" довольо своей "простаты" :).
Да Вы, уважаемый Валерий Александрович, всё понимаете и всё это знаете :) :) :(
« Последнее редактирование: Ноябрь 29, 2014, 11:07:57 am от Зинатов Хайдар Галимович »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Если бы мы все понимали и все знали...
Но то, "...что он так и "тектоноблендерирует" в совокупности процессов на границах плит или блоков литосферы и земной коры и понять это можно только в свете реконструмрованных полей напряжений." это очевидно. Но, видимо, не только там эти процессы происходят..
Но сначала хотелось бы обсудить следующее.
В журнале "Недропользование - ХХ1 век (2/13) опубликована статья по теме.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА.
Кусов Б. Р. - ведущий инженер Северо-Кавказского отделения ИГЕМ РАН, кандидат г.-м. н., член-корр. РАЕН. E-mail: bkusov@yandex.ru

В статье дается краткий логический анализ существующей методики поисков нефти и газа и показано отсутствие причинно-следственных связей между исследуемыми в процессе поисков параметрами геологической среды и залежами нефти и газа. Утверждается, что по этой причине положительные результаты, которые достигаются при поисках, носят случайный характер. Предлагается иная методика поисковых работ.

Геолого-геофизические и буровые работы, выполняемые в настоящее время с намерениями найти залежи углеводородов (УВ) не имеют никаких логически обоснованных предпосылок для достижения желаемых результатов, поскольку в процессе этих работ исследуются те параметры геологической среды, которые с наличием залежей УВ не имеют причинно-следственных связей. А положительные результаты, которые иногда все же достигаются, носят случайный характер. Как бы горько не звучало это утверждение - оно так и есть,  что будет показано в дальнейшем.
Первое. Как известно, комплекс работ по поискам нефти и газа состоит из геофизических исследований (сейсмо- грави- магнито- и электроразведка) в различных модификациях и глубокого бурения. Физические основы всех перечисленных методов геофизических исследований позволяют рассчитывать на детальное познание особенностей строения геологической среды, в которой, по предположению геологов, могут быть залежи УВ. Но никакие особенности строения геологической среды не гарантируют наличие в ней залежей УВ, поскольку последние не являются следствием каких-то особенностей ее строения, особенно, если речь идет об осадочном чехле. Геофизические исследования в комплексе с общегеологическими могут дать детальную картину строения геологической среды - состав пород, формы их залегания, наличие локальных объектов (структур), формы и размеры их, наличие коллекторов и флюидоупоров, ловушек различных типов и т. д. Но ни один из этих параметров геологической среды, а также различные сочетания их,  не гарантирует наличие залежи УВ в конкретном локальном пространстве геологической среды. Нефть и газ встречаются в породах любого состава и генезиса, в ловушках любого типа и на любой глубине. Но могут и не встречаться. В итоге всякий раз вплоть до окончания бурения и испытания поисковой скважины вопрос наличия УВ в подготовленной к поисковому бурению ловушке остается открытым и не только не выходит из состояния «то ли будет, то ли нет», но даже в историческом плане не видно приближения к желаемому результату. Успешность поисков стабильно держится на уровне около 30 %. 
Второе. Постоянное совершенствование и создание новых технических средств и методик исследования геологической среды, постоянное повышение точности измерений и т. д. не приводят к повышению успешности поисковых работ.
Третье.  Официальная научная идеология поисков нефти и газа до сих пор не  объяснила причин отсутствия УВ в ловушках, близко расположенных к продуктивным, им идентичных и занимающих такое же пространственное положение относительно гипотетического нефтематеринского комплекса пород, как и продуктивные, хотя на их опоискование  тратится значительно больше средств. Также нет ответа на вопрос - почему не видно прогресса в успешности поисков УВ?
С позиции формальной логики все это говорит о случайном характере получения положительных результатов, предпосылкой которого является широкое распространение УВ в земной коре, и при «массированном» бурении в любом регионе всегда можно нарваться на залежь нефти или газа. Любой специалист по поискам нефти и газа может привести немало примеров в подтверждение охарактеризованного состояния проблемы.
Примечательно заключение группы ученых по результатам нефтепоисковых работ в Московской синеклизе, к последнему этапу которых они имели непосредственное отношение: «… несмотря на целый ряд оптимистических публикаций, сегодня, как и полвека назад, нет ни неопровержимых доказательств промышленной нефтегазоносности рифея, ни сколько-нибудь обоснованных подходов к рациональному ведению поисковых работ» [3, стр. 243] и, как следствие, «… ни одна из пробуренных здесь скважин не имела шансов открыть залежь нефти или газа» [3, стр. 243]. Заметим, что отсутствие «сколько-нибудь обоснованных подходов к рациональному ведению поисковых работ» сегодня характерно для нефтегазопоискового процесса в принципе.
Попытки многих геофизиков, добросовестно и искренне старающихся вычленить из «хаоса» прямую информацию о наличии залежи УВ в конкретном локальном объеме геологического пространства заметного успеха пока не имеют. Это не относится к геофизическим исследованиям скважин (ГИС), благодаря которым в разрезе скважин почти всегда фиксируются нефтегазонасыщенные интервалы, если таковые попадаются. Но ГИС не могут оказать существенного влияния на успешность поисков УВ, поскольку место проведения их всегда предопределено результатами предыдущих исследований и их трактовкой, к тому же, объем изучаемого ими  пространства ограничен стволом скважины и, если она прошла в нескольких метрах от залежи, то ГИС не в состоянии зафиксировать ее.
 Все изложенное не означает, что положение тупиковое. Оно будет таковым до тех пор, пока идеология поисков нефти и газа будет оставаться на современном официально- научном уровне. Еще в прошлом веке Альберт Эйнштейн заметил, что многие важные проблемы, с которыми встречается человечество, не могут быть решены на том же уровне мышления, который их породил. Что касается поисков нефти и газа, то причин и поводов для перехода на новый уровень руководящего мышления более чем достаточно. Анализ результатов поисковых работ на нефть и газ и многочисленных фактов из геологии  в целом показывает, что  залежи УВ в верхних слоях земной коры всегда создают аномалии, которые характерны только для УВ и ничто иное такие аномалии не создает. Это – совпадающие в плане положительные тепловые и углеводородногазовые (УВГ) аномалии. Причем величина тепловой аномалии коррелируется с фазовым составом УВ в залежи. Над газоконденсатными месторождениями величина теплового потока больше чем над нефтяными месторождениями [5].  Эти факты давно и хорошо известны всем специалистам в геологии нефти и газа. Но если суть УВГ аномалий над месторождениями понятна всем, и в некоторых регионах иногда даже проводят работы по газовой съемке по подпочвенным газам или по снежному покрову [1, и др.] с целью повышения успешности поисков, то отношение к тепловым аномалиям находится в плачевном состоянии. Идеологические шоры от руководящей сегодня осадочно-миграционной гипотезы (ОМГ) образования УВ и вытекающего из нее механизма формирования месторождений не только не дают своим приверженцам возможности усмотреть, или хотя бы попытаться усмотреть истинную суть постоянно наблюдаемого явления. Поэтому в сознании  сторонников ОМГ и доверчивых студентов причина и следствие в связке «залежи УВ – тепловые аномалии» запечатлены в искаженном состоянии. Локальные и зональные положительные тепловые аномалии в нефтегазоносных провинциях сторонниками ОМГ выдаются за причины появления УВ из гипотетического рассеянного органического вещества (РОВ) горных пород под влиянием повышенных тепловых потоков. Но почему аномальные тепловые потоки всегда локализуются в пределах уже существующих месторождений или зон нефтегазонакоплений и что является причиной их существования - это никак не объясняется. Несмотря на то, что тепловые аномалии являются прямым следствием наличия залежей УВ, они вообще не рассматриваются как поисковый критерий. В лучшем случае о них говорят как о благоприятном факторе генерации УВ из РОВ.
Поскольку УВ в верхних слоях земной коры являются своеобразным мантийным интрузивом [4], они, как любой интрузив, создают в окружающей геологической среде положительную тепловую аномалию, всегда фиксируемую при соответствующих исследованиях. Но, поскольку тепловые аномалии могут создаваться любыми глубинными интрузиями (флюидами), то газовая съемка по углеводородным газам позволяет идентифицировать углеводородную залежь, как причину конкретной положительной тепловой аномалии. Таким образом, по результатам газовой и тепловой съемок определяется участок (зона), в пределах которого имеются залежи УВ. Следующим шагом должно быть проведение геофизических исследований с целью локализации ловушки в геологическом разрезе в пределах доступных для бурения глубин, независимо от наличия или отсутствия осадочного чехла на участке с положительными тепловыми и углеводородногазовыми аномалиями.
В итоге складывается следующая схема оптимального комплекса поисковых работ на нефть и газ. В пределах изучаемой территории выделяются участки (зоны) углеводородногазовых и положительных тепловых аномалий. Поскольку они всегда совпадают с зонами современной тектонической активности (что вполне понятно), то учет этого фактора может упростить решение задачи. На участках, выделенных по этим критериям, выполняются геофизические исследования с целью локализации ловушки для корректного выбора места заложения и глубины поисковой скважины. Роль гравиразведки возрастает, если нефтегазоперспективный участок зафиксирован на территории с небольшой мощностью осадочного чехла или полного отсутствия его. Осадочный чехол в части нефтегазоперспективности имеет единственное преимущество перед кристаллическим фундаментом – к нему уже привыкли. 
Изложенная методика поисков нефти и газа может значительно повысить успешность работ и сократить объемы поискового бурения с отрицательными результатами. В настоящее время на территории России зафиксировано много локальных и зональных тепловых аномалий [2], которые совершенно не исследованы на предмет нефтегазоперспективности, хотя такие участки могут содержать значительные запасы нефти и газа.




   Литература.
1. Вышемирский В. С.  Газообразные гомологи метана и олефины у поверхности земли в связи с  скоплениями углеводородов. Вышемирский В. С.,  Пастух П. И.,  Фомин А. Н.,  Шугуров В. Ф.  //Геология и геофизика, 1992,  № 2, стр. 3-7.
2. Геотермическая карта России. М 1:10 000 000, 1995. Главный редактор А. А. Смыслов.
3. Капустин И. Н. Перспективы нефтегазоносности позднего протерозоя Московской синеклизы. Капустин  И. Н., Владимирова Т. В., Горбачев В. И., Федоров Д. Л. –М.: ООО «Геоинформмарк», 2008. – 262 с.
4. Кусов Б. Р. Генезис некоторых углеродсодержащих полезных ископаемых (от метана до алмаза): Монография. Издание второе, дополненное. Владикавказ: ИПО СОИГСИ, 2012. – 195 с.
5. Макаренко Ф. А. Глубинный тепловой поток в локальных нефтегазоносных структурах континентов. Макаренко Ф. А.,  Сергиенко С. И.  // Изв. АН СССР, серия геологическая, 1974,  № 1, стр. 70 - 77.


Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Отклик на статью Кусова Б.Р. в том же номере журнала.
Признавая актуальность рассматриваемой статьи, справедливость оценки состояния проблемы в целом, следует особо остановиться на некоторых спорных моментах для более четкого понимания направления дальнейшего движения к разрешению этой проблемы.
Прежде всего, обращает на себя внимание явное несоответствие названия статьи и ее содержания, ибо по сути речь идет о применении совершенно иной методики ГРР, а не о совершенствовании существующей.
Трудно согласиться с тем, что «геолого-геофизические и буровые работы, выполняемые в настоящее время с намерениями найти залежи углеводородов (УВ) не имеют никаких логически обоснованных предпосылок для достижения желаемых результатов, поскольку в процессе этих работ исследуются те параметры геологической среды, которые с наличием залежей УВ не имеют причинно-следственных связей». Утверждая и признавая это, неизбежно следует исключить из обихода такие понятия как «коллектор», «покрышка», «природный резервуар УВ» и т.п. Как геолого-геофизические, так и буровые работы прежде всего ориентированы на изучение параметров геологической среды с главной целью – оценить возможность наличия залежи по различным критериям. Другое дело, что эти параметры в большинстве случаев определяются опосредованно или на основе ограниченной информации, что в конечном счете и приводит к тому, что геологоразведка имеет весьма вероятностный характер с высокими рисками и низким уровнем успешности. А поэтому вряд ли можно согласиться, что «… положительные результаты, которые иногда все же достигаются, носят случайный характер». Понятно, что шоры органической гипотезы происхождения нефти и антиклинального (структурного) принципа размещения скважин имели и до сих пор имеют сдерживающее влияние на нефтегазопоисковый процесс, но именно этот подход и обеспечил те результаты, ту минерально-сырьевую базу, которые пока позволяют России находиться на передовых позициях. Но все когда-нибудь заканчивается, завершился (и, судя по всему, не сегодня) и «структурный» этап, господство «органиков», миссия их исчерпана, но не всем это стало заметно. Поэтому вполне понятен «крик души» Б.Р. Кусова: жить так дальше нельзя.
«Первое». Можно согласиться, за исключением одного: изучать параметры геологической среды необходимо и делать это обязательно придется, хотя бы потому, что любая идеология не может не опираться на факты, на конкретные критерии идентификации скоплений УВ.
«Второе». Утверждение, что «постоянное совершенствование и создание новых технических средств и методик исследования геологической среды, постоянное повышение точности измерений и т.д. не приводят к повышению успешности поисковых работ» может быть легко оспорено, т.к. на самом деле (с точностью до наоборот) только это совершенствование еще как-то удерживало и отодвигало от коллапса. Можно привести много примеров, когда увеличение разрешающей способности какого-то метода приводило к повышению эффективности нефтегазопоисковых работ. Видимо, дело в другом и вполне очевидном: новации в тисках старой идеологии никогда не давали и не могут дать нужного эффекта.
«Третье». Если «официальная научная идеология поисков нефти и газа до сих пор не объяснила причин отсутствия УВ в ловушках, близко расположенных к продуктивным, им идентичных и занимающих такое же пространственное положение относительно гипотетического нефтематеринского комплекса пород, как и продуктивные..», то у многих геологов, как у автора статьи, так и у автора этих строк объяснения и предложения имеются [2, 3, 4, 5, 6, 7, 8], но проблема в том, что надо еще найти способ достучаться до этой самой официальной научной идеологии.
Совершенно справедливо Б.Р. Кусов рассматривает ситуацию с Московской синеклизой как отражение состояния проблемы в отрасли в целом [1, 8].
Схема оптимального комплекса поисковых работ на нефть и газ автором определена следующим образом: «…выделяются участки (зоны) углеводородногазовых и положительных тепловых аномалий, совпадающие с зонами современной тектонической активности. На участках, выделенных по этим критериям, выполняются геофизические исследования с целью локализации ловушки для корректного выбора места заложения и глубины поисковой скважины. Роль гравиразведки возрастает, если нефтегазоперспективный участок зафиксирован на территории с небольшой мощностью осадочного чехла или полного отсутствия его». Все это, конечно, необходимо, но явно недостаточно.
Учитывая тот факт, что приоритетными и наиболее эффективными автор считает геохимические и тепловые съемки в зонах современной тектонической активности, то неизбежно и логично считать прогнозируемые скопления УВ тектонозависимыми, обусловленными особенностями состояния и режима развития геодинамического поля изучаемой территории.
Естественно, что в каждом конкретном регионе методика должна быть сугубо индивидуальной, но имеются общие принципы. И одно из самых главных условий состоит в том, чтобы в основу методики картирования ловушек УВ был заложен принцип мониторинга составляющих геодинамического поля. Как известно, повторное нивелирование выявляет наиболее активные зоны современных вертикальных движений, сопоставление результатов дешифрирования разновременных аэрокосмоснимков позволяет трассировать тектонически активные линеаменты на неотектоническом этапе. По аналогии повторные наблюдения за изменениями сейсмического, теплового и гравимагнитного полей должны способствовать выявлению и подготовке таких объектов под глубокое бурение. Кроме того, методика должна включать следующее:
– исследования, направленные на изучение тектоники региона, тектоническое районирование, реконструкцию истории тектонического развития, выделение этапов пассивного и активного развития, трассирование тектонически (неотектонически) активных зон (линеаментов) как в прошлом, так и в настоящем;
– выделение зон потенциального накопления УВ на основе тектонического (а не сугубо структурного) анализа;
– локальное прогнозирование ловушек УВ, предусматривающее выведение алгоритма, описывающего все происшедшие первичные седиментационные и вторичные тектонофизические (в т.ч. сопутствующие) процессы и определяющего координаты скопления УВ по площади и по глубине (по разрезу), с прогнозной оценкой его генезиса, геометрии и углеводородного потенциала.
Изучение всех составляющих геодинамического поля прежде всего должно быть направлено на выявление тектонического блендера, определяющего судьбу первичных и вторичных скоплений УВ [5, 6, 8].
В заключение остается пожелать скорейшего обоснования заложения скважины с новым подходом на основании конкретного геолого-геофизического материала и положительных результатов при апробации предлагаемой методики.

Литература
1. Кусов Б.Р. Совершенствование методики поисков нефти и газа / Недропользование ХХI век. 2013. № 2.
2. Карпов В.А. К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ / Недропользование ХХI век. 2011. № 5. С. 72–75.
3. Карпов В.А. Перспективы выявления новых залежей нефти в пределах и вблизи старых месторождений / Нефтяное хозяйство. 2012. № 3. С. 20–23.
4. Карпов В.А. Состояние и перспективы развития нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири / Геология нефти и газа. 2012. № 3. С.2–6.
5. Карпов В.А. О роли тектонического блендера в нефтегазонакоплении / Недропользование ХХI век. 2012. № 4. С. 56–63.
6. Карпов В.А. Фундамент – региональный нефтегазоносный комплекс / Отечественная геология. 2012. № 6. С. 90–94.
7. Карпов В.А. Как ищут нефть, или время собирать камни… / Нефтегазовая вертикаль. 2012. № 7. С. 44–47.
8. Карпов В.А. Перспективы нефтегазоносности Московской синеклизы (по модели тектоноблендера) / Недропользование ХХI век. 2012. № 6. С. 74–80.
9. Карпов В.А. О тектоническом блендере – региональном природном образовании в фундаменте / Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. ВНИИОЭНГ. 2012. № 1. С. 18–23.

Оффлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3085
  • Зинатов Хайдар Галимович
Уважаемый Валерий Александрович! Говоря о правостороннем разломе Сан-Андреас и всех его "сателлитах", как о ярком примере гигантского разлома-тектоноблендера я не шутил. Как говорят: "А чем чорт не шутит?". Меня , как наивного геолога в нефтяной геологии, смущаают другие "моменты": 1. Не знаю насколько американские геологи-нефтяники являются сторонниками глубинного образования месторождений нефти в Калифорнии, вроде бы в середине 20-го века они, в большинстве своем, придерживались точки зрения точки зрения о биогенном формировании месторождений нефти и газа, но, действительно, все месторождения полезных ископаемых, как твердые (в частности, уникалных по запасам,  высокорентабнльных по добычи вулканогенно-осадочные месторождения боатов, соды, цеолитов, хормитовых и сепиолитовых глин  и сопутствующих им месторождений полуметаллов и лигнитов, образующиеся в олигоцен(?) - современных солеродных озерах) и месторождения нефти, газа и битумов  в штате Калифорния генетически "повязаны" с поясом сдвиговых деформаций, который образоваля и до сих пор развивается на границе деформациооно взаимодействующих Тихоокеанской океанической и Северо-Американской континентальной плит. С развитием этого деформационного взаимодействия до сих пор "намертво" связаны процессы вулканизма и землетоясения - "живых" факторов образования упомянутых месторождений аолезных ископаемых. То есть, у американских геологов есть прекрасеая возможность "стать впереди планеты всей" в фактурном обосновании глубиного образования месторождений УВ и всех перечисленных выше месторождений неметаллов. 2. Естественно, что, и это обосновывается американскими геологами, образование месторождений сначала подготавливается морским, лагунно-морским, лагунным и озерно-континентальным осадконакоплением: формируются потенциальные коллектора и покрышки. Позже, в результате транспрессий на осадки бассейнов осадконакопления, формируются ловушки антиклинального типа. И вот, в какой-то "момент" или всё же последовательно и "не спеша" (?) ловушки заполняются УВ. Если следовать точки зрения о "структурной и рудной срнхронности", то образование месторождений нефти должно (?) произойти "синхронно" с формированием антиклинальных ловушек, в частности антиклинальных ловушек, осложненых разными по кинематике дислокациями, или наоборот (!!!) - формирование локальных по отношению к "материнским" разломам сдвиги и взбросо-надвиги и сбросы формируют антиклинальные ловушки или "валы". Так вот, учитывая: 1) в Калифорнии и на шельфе Тихого океана и у берегов Калифорнии к середине 20 века  по (М.Л. Хиллу, 1959) плиоценовые отложения дали 48% всей нефти штата, верхнемиоценовые - почти столько же - 47%, эоценовые  - только 3,5%, а олигоценовые, домеловые, плейстоценовые и  меловые слои - остальные 2,5%; 2) в Большой Долине Калифорнии существуют позднеплейстоценовые битумные озера, которые сформировалтсь 20 000  лет тому назад. То есть крайний мощный выброс УВ  из глубин Земли в Калифорнии, досигший поверхности Земли произошел при жизни древних людей, возможно и древних цивилизаций; 3) Сан-Антреас, как трасформный разлом был реанемирован около 29 млн. лет тому назад в виде сдвига, деформирует и дилоцирует (сдвигает) плиоценове отложения и весьма активен сегодня, то подготовка коллекторов покрышек и формирование УВ антиклинального типа в Калифорнии произошли в геологическом измерении времени, можно сказать "мгновенно" и не исключено, судя по продолжающей до сих пор разработке месторождений УВ, в Калифорнии приток УВ из глубин Земли в антиклинальные ловушки не прекратился. В Волжско-Камской антеклизе (ВКА) вулканизм андезито-дацитового состава, приуроченный к площадям валов (не всех валов!!!) и локальных поднятий ВКА, произошел в "момент" зарождения ВКА. Позже в ВКА на протяжении почти 355 - 360 млн. лет шел подготовительный период образования месторождений нефти: накапливались разного литологического состава коллектора и покрышки. На площади будущего Ромашкинского месторождения коллектора и покрышки сформировались (отложились) до начала формирования ВКА. И по аналогии с Калифорнией или синхронно с процессами формирования битумных озер в ВКА на территории РТ, в зоне Высокогорско-Салмышского разлома в том же  позднем плейстоцене образовались битумные озера. Возможно, что этот, тоже крайний для терртории ВКА прорыв УВ из глубин земли, достигший повехности Земли, обеспечил заполнение коллекторов Ромашкинског месторождения и коллекторов в активно развивающихся до сих пор присдвиговых, достаточно крупного размера  антиклиналей и "валов" взбросо-надвигового механизма формирования. Примеров плейстоцен-современных битумных озер на Земле достаточно много: "Асфальтовые капканы. Самые известные асфальтовые «кладбища» - «смоляные кратеры» со многими тысячами скелетов верблюдов, оленей, гигантских ленивцев, саблезубых кошек, пещерных львов изучены в северной Калифорнии у Ранчо Ля Бреа *Больша Долина - Долина Сан-Хоакин в Калифорнии). В Лос-Анжелесе на основе раскопок в этих асфальтах создан богатейший палеонтологический музей.
Такие выходы нефти есть на Северном Кавказе у Майкопа, Горючего Ключа, Грозного, в Татарии на речке Шешме у Кармалок, на северном Сахалине и на острове Тринидад у Южной Америки" (Из интернета).
  Т.е. , можно предполагать, что самый поздний выплеск УВ на земную поверхность произошел во многих геодинамических обстановках, а в геологическом, да и человеческом измерении времени совсем недавно. Однако разница по времени между подготовкой необходимых, но недостаточных факторов формирования месторождений нефти: коллекторов и покрышек и самого процесса выноса УВ из глубин Земли для образования  месторождений нефти в Калифорнии и в ВКА достаточно "разительная". Если в Калифорнии это составляет около плюс - минус 13 - 12 млн лет, то в ВКА 360 - 358 млн. лет. Конешно, на территории Калифорнии всё произошло на границе деформационного взаимодействия океанической и континентальной плит, т.е. в неотектонической и современной орогенной области, где скорости и амплитуды премещений блоков литосферы происходят гораздо быстрее и интенсивнее, чем в ВКА - составной части осадочного чехла  древней  Восточно-Европейской континентальной плиты.
Валерий Александрович, скажите пожалуста мне, как Вам, возможно, стороннику биогенного образования месторождений УВ (газа, нефти и битумов),  изложенная мной выше "логика событий" формирования месторождений УВ имеет ли "место быть"? :)
Удачи! 
« Последнее редактирование: Июль 26, 2015, 08:46:46 am от Зинатов Хайдар Галимович »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Конечно, Хайдар Галимович!
Но тут генезис УВ становиться не причем, т.к. к этому времени(времени последней активизации разлома) все залежи (органические и неорганические) были в основном сформированы. Тектоническая активизация привела к переформированию этих залежей и образованию нового рисунка вторичных скоплений. И я сомневаюсь, что Вашим антиклиналям повезло: процесс мог опустошить некоторые из них. Такого не наблюдается? Я подобное видел в центре и на юге Припятского прогиба, на юге З.Сибири, в В.Сибири. Такое могло случится в регионах, которые считаются территориями неясных перспектив ит.п.  Там же кое-где наблюдаются гидродинамические и температурные инверсии. О последних - ниже.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Сначала, мнение Кусова Б.Р. (Недропользование, №4/14)

Газовые, газоконденсатные и нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой) залежи некоторых месторождений УВ Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области  (Среднеботуобинское, Верхневилючанское, Тас-Юрахское, Талаканское и др.) имеют аномально низкие значения пластовых давлений и температур [2].  Их отличительные особенности следующие: независимо от глубины залегания начальные пластовые давления ниже условного гидростатического, иногда на 29%; пластовые температуры значительно ниже, чем «фоновая» температура на тех же глубинах за пределами залежей, разница температур доходит до нескольких десятков градусов. О причине этого явления ранее высказывался ряд исследователей. Например, утверждалось [2, 3], что низкие пластовые давления являются следствием низких пластовых температур, которые, в свою очередь, являются следствием чередования этапов оледенения и потеплений в плейстоцене с учетом зоны распространения многолетнемерзлых пород.
В качестве причин появления низких термобарических условий в рассматриваемых залежах называются [1] тектонические, физико-географические, геохимические, геотермические, гидромеханические факторы. Комплексом этих факторов можно объяснить любое состояние как недр в целом, так и отдельного объекта в частности. Даже одного тектонического фактора достаточно для объяснения всего и вся, поскольку все остальные факторы, на которые указывают авторы [1], являются следствием тектонических процессов. Но дело в том, что влиянию этих факторов подвержены все залежи, а аномальными параметрами обладают только газовые и газоконденсатные, и то не все.
Избирательность проявления аномальных параметров обнаруживается даже в пределах одного и того же месторождения (табл. 1). Например, пластовое давление в газовой залежи на Верхнечонском месторождении на глубине 1615 м составляет 15,7 Мпа, градиент пластового давления (отношение пластового давления к условному гидростатическому) равен 0,97. В нефтяной залежи на глубине 1320 м давление равно 15,1 Мпа, градиент – 1,11. Несмотря на то, что газовая залежь залегает на 300 м глубже, чем нефтяная, по приведенным давлениям в ней пластовое давление на 2,2 Мпа меньше, чем в нефтяной залежи. Столь же значительна и разница по пластовым температурам между нефтяными и газовыми (или газоконденсатными) залежами. На Нижнехамакинском месторождении (входит в состав Талаканского месторождения) [2] температура в газоконденсатной залежи хамакинского горизонта на глубине 1550 м составляет 7 °С, а в нефтяной залежи осинского горизонта Талаканского месторождения на глубине 1050 м температура равна 13 °С. Если привести эти значения к одной отметке (по аналогии с приведенными пластовыми давлениями), то увидим, что в газоконденсатной залежи температура на 11 °С меньше, чем в нефтяной. 
В работе [4] приводятся термограммы по скважинам Среднеботуобинского, Марковского и Ярактинского месторождений. По термограмме скважины 3 Среднеботуобинского месторождения (рис. 1) видно, что на глубине около 1400 м находится локальный «источник холода», от которого вверх и вниз температура увеличивается. В интервале 1427–1532 м на этом месторождении залегает нефтегазоконденсатная залежь с температурой 7 °С [2].
Эти примеры – не единичные в своем роде. Они характерны для всех залежей с аномально низкими термобарическими параметрами. Последние в высокой степени локализованы и носят инъекционный, наложенный на общее термобарическое поле месторождений характер. Такая картина легко объяснима и даже ожидаема при условии особого механизма формирования газовых и газоконденсатных залежей. Известно, что резкое снижение давления в газовой смеси (резкое увеличение объема) есть процесс экзотермический, происходит резкое поглощение тепла из окружающей среды. Это часто можно наблюдать при исследовании газовых скважин, когда при работе скважины на разных штуцерах шлейф мгновенно покрывается инеем (льдом) даже при сорокаградусной жаре.
 Отсюда следует вывод, что газовые и газоконденсатные залежи с аномально низкими термобарическими параметрами формировались путем интенсивного (мгновенного) поступления газовой смеси из глубоко залегающих резервуаров с высокими давлениями в них. Процесс резкого понижения давления приводит к поглощению тепла из окружающей новую залежь геологической среды. Величина аномальности параметров залежей косвенно указывает на относительное время формирования залежей в пределах нефтегазоносной области. Наибольшее отличие параметров залежи должно наблюдаться сразу же после формирования их. Со временем аномальность параметров (как любая аномалия в природе) постепенно угасает. Газовая смесь в залежи за счет неизбежной естественной дегазации (в первую очередь, за счет ухода легких фракций УВ) сгущается вплоть до твердого битума в конечном итоге.
При относительно медленном заполнении резервуара и незначительной разнице давлений в резервуаре формируемой залежи и резервуаре-доноре описанные выше аномальные явления могут не наблюдаться.

Литература
1. Гинзбург Г.Д., Гуревич А.Е., Резник А.Д. О причинах низких пластовых давлений на севере Сибири // Советская геология. 1971. № 9. С. 45–58.
2. Клещев К.А., Шеин В.С. Нефтяные и газовые месторождения России. Справочник в двух книгах // Книга 2. Азиатская часть России. М. 2010. 720 с.
3. Фукс А.Б. О времени формирования физических свойств и состава УВ-систем Непско-Ботуобинской НГО // Геология нефти и газа. 1989. № 2. С. 46–49.
4. Фукс Б.А., Фукс А.Б. Причины различных пластовых давлений в газоконденсатных залежах Непского свода // Геология нефти и газа. 1976. № 1. С. 45–48.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Теперь - мое там же.

В статье Б.Р. Кусова «Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири» [1], опубликованной в этом номере, описывается механизм формирования нефтегазоскоплений в этом регионе, способный претендовать на роль ключа к открытию новых месторождений, к выбору способа локального прогноза и схемы рациональной разработки залежей.
Сделан вывод, что «газовые и газоконденсатные залежи с аномально низкими термобарическими параметрами формировались путем интенсивного (мгновенного) поступления газовой смеси из глубоко залегающих резервуаров с высокими давлениями в них». Тем самым подчеркнуто, что залежь с аномально низкими термобарическими параметрами (ЗАНТБП) – продукт глубинного происхождения, что представляется достаточно дискуссионным и позволяет предложить альтернативный вариант генезиса ЗАНТБП.
Вслед за Б.Р. Кусовым можно обратить внимание на то, что даже одного тектонического фактора достаточно для объяснения природы рассматриваемых залежей, но все дело в том, что этот фактор играет гораздо более важную роль, чем это отмечено в его статье.
Прежде всего, следует акцентировать внимание на то, что рассматриваемый регион содержит нефтегазопродуктивные структуры, интенсивно осложненные разломной тектоникой. Наличие активных разломов и сопряженных с ними зон динамического влияния требует адекватного отношения к нефтегазоперспективным объектам, целевого изучения этих разломов (и их элементов), оценки их роль в динамике и формировании термобарической обстановки в системе «порода – флюид» [4]. Этому отвечают свидетельства масштабного проявления вторичного минералообразования, способствующего «залечиванию» пустот минералами (вплоть до галита) и образованию катагенетических скоплений УВ.
В частности, высказано предположение [11] о тектонической природе формирования залежей УВ в осинском горизонте Талаканского месторождения. Кроме того, несовпадение структурных планов кровель продуктивного карбонатного горизонта (нижний кембрий) и терригенных пород венда может рассматриваться в качестве одного из критериев перспективности нижнекембрийских карбонатных отложений.
Приведенные данные [1], в частности: «…пластовое давление в газовой залежи на Верхнечонском месторождении на глубине 1615 м составляет 15,7 Мпа, градиент пластового давления (отношение пластового давления к условному гидростатическому) равен 0,97. В нефтяной залежи на глубине 1320 м давление равно 15,1 Мпа, градиент – 1,11. Несмотря на то, что газовая залежь залегает на 300 м глубже, чем нефтяная, по приведенным давлениям в ней пластовое давление на 2,2 Мпа меньше, чем в нефтяной залежи. Столь значительна и разница по пластовым температурам между нефтяными и газовыми (или газоконденсатными) залежами», свидетельствуют о признаках наличия здесь нисходящей фильтрации флюидов.
Рассматриваемый регион – это инфильтрационная система в надсолевой верхней части разреза до глубины 1500–1600 м и депрессионная система в подсолевой части разреза с отрицательным градиентом перепада напоров подземных вод, т.е. неуклонным снижением гидродинамического потенциала (приведенного пластового давления) от подошвы солей до фундамента. Перепады напоров вод по вертикали достигают 1–1,5 м/м, т.е. на три порядка больше площадных (1–1,5 м/км). Поэтому основные запасы углеводородов оказались как бы прижатыми к фундаменту с признаками мигрирующих вниз по разрезу запасов нефти и газа [12].
Нужно подчеркнуть, что инверсия в гидростатическом законе распределения пластовых давлений с глубиной зафиксирована во многих нефтегазоносных провинциях: аномально низкие или пониженные пластовые давления относительно регионального фона замечены на разных стратиграфических уровнях [6, 7, 8, 9] 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.
Это же наблюдается и на месторождениях рассматриваемого региона.
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 [2, 3, 4].
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 представляют собой свидетельства восполнения УВ в эксплуатируемых залежах и 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 [2, 3, 4] со смешением флюидов под влиянием тектоноблендера.
 В модель тектоноблендера, определившего важнейшие условия формирования залежей УВ в регионе, достаточно гармонично вписывается следующее. Изучение известных электрических полей Земли, тесно связанных с активными тектоническими процессами, позволило выявить геоэлектрический механизм попадания нефтяных углеводородов из залежей осадочного чехла в кристаллический фундамент [10]. 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 [10].
Понятно, что «резкое снижение давления в газовой смеси (резкое увеличение объема) есть процесс экзотермический, происходит резкое поглощение тепла из окружающей среды» [1], но то же самое может происходить и при активизации разлома (тектоноблендера).
Примечательно также следующее. Нередко пъезоминимум в разрезе (ЗАНТБП) приурочен к низам осадочной толщи (к талахскому горизонту), что создает серьезные предпосылки для поиска залежей в фундаменте и для признания его регионально нефтегазоперспективным [5]. И это, в свою очередь, требует внесения корректив в методику нефтегазопоисковых работ [3].

Литература
1. Кусов Б. Р. Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири // Недропользование ХХI век. 2014. № 4.
2. Карпов В.А. Ловушки УВ в геодинамическом поле // Нефтяное хозяйство. 2013. № 2.
3. Карпов В.А. К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ // Недропользование ХХI век. 2011. № 5.
4. Карпов В.А. Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах // Недропользование ХХI век. 2011. № 6. 2012. № 1.
5. Карпов В.А. Фундамент – региональный нефтегазоносный комплекс // Отечественная геология. 2012. № 6.
6. Абукова Л.А., Яковлев Ю.И. Геоэкологическая концепция разработки месторождений нефти с низким гидродинамическим потенциалом // Нефтепромысловое дело. 2008. № 5.
7. Джумагулов А.Д. Геодинамика  и  ремиграция углеводородов // Материалы международной конференции Геодинамическая обстановка нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре. Ташкент. 2002.
8. Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян. Особенности распределения изменения давлений в гранитоидных коллекторах месторождений Белый Тигр // Нефтегазовое дело. 2009. № 1.
9. Яковлев Ю.И. Теория и примеры нисходящей миграции углеводородов. Формирование, поиск и разведка газовых залежей // Сб. науч. тр. ВНИИГаз. М. 1988. С. 29–37.
10. Кукуруза В.Д. Геоэлектрические факторы в процессах формирования нефтегазоносности недр. Киев. 2003.
11. Берзин А.Г., Рудых И.В., Берзин С.А. Особенности формирования многопластовых залежей углеводородов месторождений Непско-Ботуобинской антеклизы // Геология нефти и газа. 2006. № 5.
12. Яковлев Ю.И. Формирование месторождений углеводородов в зонах аномально низких пластовых давлений Сибирской платформы. М. 1991. 45 с. // Геологические методы разведки и оценки месторождений нефти и газа: Обзор / ВИЭМС, МГП «Геоинформмарк». 

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4101
Онлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович
Administrator
Hero Member
*****
 
Сообщений: 1198
Альтернативная нефть  E-mail  Личное сообщение (Онлайн)

Западная Сибирь: вчера, сегодня, завтра центра нефтегазодобычи России
« Ответ #7 : Сегодня в 12:22:20 pm »
Цитировать
Это верно, Вы отметили,  Валерий Александрович.

А вот напрашивается законный вопрос в связи с Вашим комментарием моей Сургутской поездки. Вы пишете: "А Фроловская впадина с сюрпризами. При обилии разломов тектоноблендеров может быть единицы. А обилие нефтегазопроявлений по осадочному чехлу (и в фундаменте) при малом числе значимых залежей - специфика этих земель".

 - Много разломов (тектоноблендеров), мало нефти - невязка вроде бы; какое объяснение?
 - Как эти конкретные разломы, картируемые сейсморазведкой МОГТ-3D, отличить от тектоноблендеров (критерии дифференциации, ранжирования)?
 - Как работать с этими разломами (тектоноблендерами) при проектировании скважин на фундамент, юрские пласты, да чтобы скважины были высокопродуктивные?

Может Ваше видение поможет разобраться с этим объектом, за что буду Вам благодарен.