От разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад

[Карпов Валерий Александрович]

Об особом типе скоплений трудноизвлекаемых запасов УВ (№3/16 НП-ХХ1 век).

Любой геолог может привести немало фактов-казусов из своей геологопромысловой практики – труднообъяснимых, исходя из обычных представлений о геологии и нефтегазоносности конкретного региона.
Интересны, прежде всего, следующие:
– получение притоков пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при доказанном отсутствии заколонных и межпластовых перетоков);
– получение притоков безводной нефти из низкоомных пластов;
– получение притоков высоковязкой нефти (в виде «колбасообразной» массы, выпадающей из труб при испытании скважины), которая после обработки бензином (иногда соляркой) прямо на скважине распадается на подвижную нефть и пластовую воду;
– отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не связанное с низким качеством первичного вскрытия пласта, при удовлетворительном скин-факторе.
И это все может наблюдаться на фоне других не менее примечательных особенностей геологического строения и нефтегазоносности залежи:
– пульсирующего характера работы отдельных единичных скважин, эксплуатируемых на стадии истощения, нередко связываемого с проявлением сейсмичности;
– изменения состава и газового фактора добываемой жидкости во времени;
– нефтегазопроявлений из ликвидированных скважин, не всегда объяснимых техногенными причинами;
– долговременной работы отдельных скважин, дебиты и суммарный отбор нефти из которых выбиваются из ряда этих показателей других скважин и никак не согласуются с подсчитанными и неоднократно пересчитанными запасами УВ;
– аномально-высоких и аномально-низких начальных пластовых давлений в залежах УВ;
– относительно узкого диапазона геологического времени, близкого к современной эпохе, в котором окончательно образовалось большинство месторождений;
– связи месторождений нефти и газа с новейшими и современными тектоническими движениями земной коры, признаки продолжения процесса нефтегазонакопления в настоящее время;
– приуроченности скоплений нефти и газа к разломам, активизированным на более поздних и завершающих этапах тектонического развития;
– аномальной прогретости недр изучаемого месторождения;
– наличия геохимических аномалий при поверхностных наблюдениях;
– того факта, что нередко достигнутый коэффициент извлечения нефти (КИН) превышает (и значительно) этот показатель, принятый при первоначальном подсчете запасов УВ [4].
Перечисленные факты и явления каждый исследователь толкует по-своему, но вне общей взаимосвязи. «Сложить» из них непротиворечивую картину удается с помощью следующего предположения: все они обязаны развитию в недрах в немалых масштабах скоплений УВ в виде эмульсий различного состава и различной продолжительности существования, наличию (палео)эмульсионных залежей (ЭЗ).
Здесь уместно вспомнить некоторые «азы» знаний о водонефтяных эмульсиях:
– турбулентность потока – важнейший фактор, влияющий на образование и разрушение эмульсии;
– эмульсии бывают двух видов: «нефть в воде» (Н/В) и «вода в нефти» (В/Н);
– важным показателем для нефтяных эмульсий является их устойчивость, т.е. способность в течение определенного времени не разделяться на нефть и воду:
– для многих нефтей повышение минерализации пластовой воды ведет к увеличению устойчивости эмульсии;
– нефть с относительно небольшим содержанием пластовой воды образует более стойкие эмульсии, с увеличением содержания пластовой воды стойкость эмульсий снижается;
– при изменении рН пластовой воды возможно выпадение солей;
– концентрация пластовой воды может быть критической и отражает так называемую точку инверсии. В точке инверсии происходит обращение фаз, и эмульсия меняет свой тип с В/Н на тип Н/В;
– наиболее стойкие эмульсии образуют изначально высоковязкие нефти;
– с ростом газового фактора (ГФ) эмульгирование увеличивается лишь до определенных значений (газ способствует дроблению капель воды, перемешиванию), но дальнейшее возрастание доли газа в потоке уменьшает эмульгирование;
– вязкость эмульсии зависит от температуры смешения;
– водонефтяная эмульсия является неньютоновской жидкостью.
Теперь рассмотрим некоторые важные особенности эволюции системы «порода-флюид», связанные с развитием тектонического нарушения – разлома.
На многих месторождениях наблюдается парагенетическая ассоциация (сонахождение) положительной и отрицательной структур, разделенных активным разломом (тектоноблендером – ТБ) [6]. Причем, отрицательная структура имеет наложенный или возрожденный характер и образовалась (или обновилась) в последнюю фазу активизации тектонических движений. К этому моменту основные крупнейшие залежи были сформированы, а появление (возрождение) отрицательной структуры привело к переформированию первичной залежи с образованием вторичного скопления УВ (и не одного) в приразломном пространстве под влиянием гидродинамической воронки, всосавшей часть УВ с размещением их на различных глубинах, в разных стратиграфических комплексах, в разных породах [5].
Перемещение масс флюидов (УВ + пластовая вода) в режиме высочайшей турбулентности неизбежно должно привести к появлению новообразованных скоплений УВ в виде эмульсии (ЭЗ), имеющих свой вполне определенный срок существования.
Связь первичной и новообразованной эмульсионной вторичной залежей, видимо, прервалась с завершением активной фазы, но периодически возобновлялась в периоды оживления разлома в неотектонический этап развития и на современном этапе, что подтверждается обусловленностью новейшими и современными тектоническими движениями и объясняет восполняемость запасов УВ [10]. Этим же объясняется и пульсирующий характер работы скважин (с изменением состава УВ), коррелируемый с сейсмичностью, как и нефтегазопроявления в ликвидированных скважинах. Аномальный характер работы отдельных скважин связан с непосредственным влиянием разлома, деструкцией пород в приразломной зоне. Отклонения величин пластового давления от гидростатического характера распределения отражают степень восстановления (релаксации) тектонофизической напряженности пород после их дилатансии. Время формирования таких залежей практически совпадает со временем образования ловушки и датируется периодом последней активизацией разлома, т.е. эти залежи самые молодые. Активизация разлома приводит к аномальной прогретости приразломных зон, фиксируемой и в современном температурном поле, к появлению геохимических, положительных магнитных и отрицательных гравиметрических аномалий. Теряется зависимость между площадью залежи и количеством запасов с увеличением их плотности. Происходит трансформация горизонтального облика залежи в вертикальный ряд скоплений с определенным смещением по площади и по глубине. Вторичность таких залежей подчеркивается как составом УВ, так и трещиноватостью пород, осложненной образованием вторичных минералов, запечатывающих эти залежи.
Таким образом, ассоциация положительной и отрицательной структур, прошедших этапы последней пары активных и пассивных тектонических движений, предопределяет в общем случае ассоциацию первичных и вторичных (эмульсионных) залежей (ЭЗ). Последние по мере распада эмульсии и в дальнейшем способны периодически подпитывать первых в соответствие с характером и масштабами cейсмичности пассивного этапа тектонического развития.
Как известно, появление на периферии линейных зон повышенной сейсмичности и мощных разгрузок флюидов выдержанных комплексов осадочных пород сопровождается повышением их нефтегазоносности, несмотря на сравнительно высокую их сейсмичность (5–8 баллов). В пределах этих областей сосредоточено основное количество нефтегазоносных бассейнов, т.е. устанавливается эмпирическая связь между сейсмичностью недр и их нефтегазоносностью [19].
Во многих нефтегазоносных провинциях зафиксирована инверсия в гидростатическом законе распределения пластовых давлений с глубиной: аномально низкие или пониженные пластовые давления относительно регионального фона замечены на разных стратиграфических уровнях [1, 2, 20, 21] Восточной и Западной Сибири, в Восточном Предкавказье, в Припятском прогибе, в Предкарпатье, во Вьетнаме (Белый Тигр) и т.п. Причем практически во всех случаях прямо или косвенно прослеживается связь с природными резервуарами трещинного (или смешанного) типа.
Наличие таких пъезоминимумов – серьезная основа для утверждения о существовании в настоящем или в недавнем прошлом нисходящей фильтрации флюидов, как естественной реакции определенного объема системы «порода – флюид» на разуплотнение (дилатансию) вещества за счет тектонических подвижек [5, 14].
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 (В.Д. Кукуруза, В.Т. Кривошеев, 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 (Г.А. Байбакова, 1996; В.С. Шеин, Л.А. Певзнер, В.И. Горбачев, 1981).
С другой стороны, все естественные выходы УВ на поверхность земли, свидетельства восполнения УВ в эксплуатируемых залежах указывают на наличие восходящих потоков флюидов.
Как нисходящие, так и восходящие потоки – отражение тектонических процессов на завершающем этапе развития, когда основная масса месторождений была уже сформирована, а последняя фаза активизации привела к реформированию схемы распределения залежей со смешением флюидов под влиянием активного разлома.
В модель ТБ достаточно гармонично вписывается следующее. Изучение известных электрических полей Земли, тесно связанных с активными тектоническими процессами, позволило выявить геоэлектрический механизм попадания нефтяных углеводородов (УВ) из залежей осадочного чехла в кристаллический фундамент [17] . 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 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 [17].
Таким образом, напрашивается вывод о новом направлении нефтегазопоисковых работ в пределах «старых» месторождений: поиск новых скоплений УВ в приразломных зонах активных разломов на различных глубинах в любой части разреза, обладающей способностью повышенного трещинообразования (в том числе в кристаллическом фундаменте [7]) – как на приподнятом крыле разлома, так и на опущенном. Примеры подобного наблюдаются в Северной структурной зоне Припятского прогиба, в Тимано-Печорской провинции (Сямаюское месторождение).
В конечном счете, для любого месторождения при определении его дальнейшей судьбы, прежде всего, необходима оценка его тектонической позиции, истории тектонического развития, выделение этапа последней тектонической активизации с характеристикой предшествующей палеоструктуры, диагностика тектонически активных сопряженных по разломам отрицательных структур, «агрессивных» по отношению к первичным залежам.
Продолжение следует.

[Карпов Валерий Александрович]

Сегодня в абсолютном большинстве случаев заложению поисковой скважины предшествует оценка структурной характеристики объекта, прогноз наличия пластов с оптимальными коллекторскими свойствами, покрышек (флюидоупоров), благоприятных термобарических условий преобразования ОВ (с точки зрения «органиков»). Последнее не всегда обязательно, поскольку, как правило, рассматриваются площади с уже доказанной нефтегазоносностью, и практикам уже все равно, какой генезис имеют УВ. Могут быть привлечены и результаты «прямых» методов прогноза нефтегазоносности (геофизических, геохимических), имеющих уточняющий характер, но не меняющих кардинально «антиклинальный» принцип размещения скважин.
Благодаря этой стратегии, неизменной в течение долгого времени, открыты разноразмерные месторождения нефти и газа, приуроченные в основном к положительным структурам древнего заложения и длительного унаследованного тектонического развития, и, как правило, случайно были обнаружены нетипичные (неантиклинальные, «неструктурные») ловушки УВ, связанные с какой-либо особенностью строения природного резервуара УВ (литологией, стратиграфическим несогласием, разломом и т.п.). При имеющейся разнице генетических особенностей, объединяло их (неантиклинальные ловушки) прямое или косвенное влияние трещиноватости, имеющей постседиментационную (тектоническую) природу.
Перераспределение УВ между положительной и сопутствующей приразломной отрицательной структурами может достичь таких масштабов, когда локальное поднятие станет полностью лишенным УВ. Последнее наблюдается на юге и востоке Западной Сибири [9], в центральном грабене Припятского прогиба [14]. Такое же могло случиться в других регионах с неясными перспективами нефтегазоносности (например, в Московской [8] и Мезенской синеклизах, в зоне сочленения Воронежской антеклизы и ДДВ и т.п.), где до сих пор не достигнуто желаемых результатов, хотя здесь есть все необходимые и достаточные условия для формирования скоплений УВ [8].
И главное: случаи неадекватности результатов испытания скважин данным по керну, ГИС и прочим должны не удивлять исследователей, а ориентировать на поиск залежей УВ с ТрИЗ особого (эмульсионного) типа и их производных.
Поскольку эмульсии бывают двух видов: «нефть в воде» (Н/В) и «вода в нефти» (В/Н), то и результаты испытания скважин могут быть различными:
 – притоки пластовой воды при испытании явно нефтеносного пласта по керну и данным ГИС (при эмульсии вида Н/В с потерей фазовой проницаемости по нефти) – такое наблюдалось в Западной Сибири (Кондинский, Чапровский и Западно-Эргинский лицензионные участки);
– притоки чистой нефти из низкоомных пластов (при эмульсии вида Н/В с сохранением фазовой проницаемости);
– притоки высоковязкой водонефтяной эмульсии (в виде «колбасообразной» массы, выпадающей из труб), которая после обработки бензином прямо на буровой распадается на подвижную нефть и пластовую воду (при эмульсии вида В/Н);
– отсутствие притоков при испытании явных нефтенасыщенных пород-коллекторов (по керну и ГИС), не объяснимое низким качеством первичного вскрытия пласта (при весьма устойчивой эмульсии любого вида).
Поскольку для многих нефтей повышение минерализации пластовой воды ведет к увеличению устойчивости эмульсии, постольку в регионах с высокоминерализованными пластовыми водами (рассолами) следует ожидать наибольшую вероятность развития таких залежей (Восточная Сибирь, Припятский прогиб и др.).
Поскольку при изменении рН пластовой воды возможно выпадение солей из пластовых вод, то следует ожидать залежи типа «матричной» (Оренбуржье [3], Западная Сибирь – Фроловская впадина).
То, что эти ЭЗ содержат неньютоновские жидкости, должно определять как методику ГРР, так и особенности их разработки.
В том числе, необходим учет концентрации пластовой воды и определение точки инверсии, как главного фактора обращения фаз, смены типа с В/Н на тип Н/В и наоборот, как основного условия получения промышленных притоков продукта. И если наиболее стойкие эмульсии образуют изначально высоковязкие нефти, то очевидна необходимость учета и состава нефти.
Поскольку величина газового фактора существенно влияет на степень устойчивости эмульсии, то газовое воздействие на пласт в процессе испытания и разработки следует рассматривать среди основных средств интенсификации притока.
Учитывая тот факт, что вязкость и, соответственно, – устойчивость эмульсии зависит от температуры смешения, надо полагать, что наибольшее развитие таких залежей следует ожидать на малых глубинах, к примеру, – в надсолевой толще Припятского прогиба [13], в фундаменте Московской синеклизы [8] и в регионах с низкими термобарическими условиями [18, 12].
Отдельно следует подчеркнуть особенности образования сланцевых скоплений УВ. Традиционный тип природного резервуара УВ обладает свойством сплошности развития как породы, так и флюида в коллекторе и может быть представлен в виде привычной для всех системы «флюид в породе». Природный резервуар в сланцевых породах (баженитах и т.п.), образованный благодаря ТБ, отличается прерывистостью породы и сплошностью флюида в коллекторской его части, образует здесь систему «порода во флюиде» и поэтому обладает инвертным характером [15], осложненным эмульсионным характером флюида.
Следует предположить, что интенсивность развития ЭЗ возрастает в солянокупольных областях, где перемещение пластовой воды должно сопровождаться интенсивным ростом минерализации и соответственно, ростом вероятности образования эмульсий. При этом прогноз развития таких залежей должен осуществляться с учетом уже установленных связей между соле- и нефтегазонакоплением [16].

Выводы
Не всегда отрицательные или неадекватные результаты испытания скважин можно объяснить качеством первичного и вторичного вскрытия пласта. Аналогичные результаты можно иметь при обнаружении трудноизвлекаемых эмульсионных скоплений УВ (ЭЗ).
1. Наиболее вероятные места локации – зоны разломов, активных в новейшее и современное время.
2. Наличие ЭЗ – возможная причина феномена восполнения запасов многих месторождений.
3. Эти залежи не только трудно извлекаемые, но и трудно картируемые, наиболее «склонные» к пропускам, требующие особой методики выявления и локального прогноза.
4. Разлом, сдвиг, другие дизьюнктивы и всевозможные ассоциации их фрагментов становятся гипоцентрами вторичных скоплений, в первую очередь, – ЭЗ, формы которых корреспондируются с разломными тектоническими элементами (не пликативными), т.е. – протяженных, узких, многопластовых, жилообразных, с экстремальным увеличением плотности запасов УВ в приразломных зонах. В этих условиях атрибуты структурной геологии становятся второстепенными (а возможности – мизерными), и на первый план выходят все методы, способные давать информацию о вещественном составе породы и флюида, об их изменениях во времени и пространстве, обеспечивающие переход от изучения статического образа залежи к познанию тектонического флюидодинамического образования, обязанного разлому.
5. Недоучет особенностей развития ЭЗ может привести к отрицательным результатам ГРР отдельных весьма перспективных направлений:
– на малых глубинах;
– на территориях с низкими термобарическими условиями;
– в породах фундамента;
– на территориях с неясными перспективами и т.п.
по одной, но весьма важной, причине, по причине преимущественной приуроченности этих скоплений к тектонозависимым неантиклинальным ловушкам.
В этих условиях (на стадии поисково-разведочных работ) резко возрастает роль многих методов третичного воздействия на пласт, которые обычно применяют на стадии разработки (термические, водо-газовые, электромагнитные, импульсные и пр.)
6. Главный принцип ведения ГРР в этих условиях – принцип презумпции перспективности, когда объект не может считаться бесперспективным до появления объективных и прямых доказательств его бесперспективности [4, 5].

Литература
1. Абукова Л.А., Яковлев Ю.И . Геоэкологическая концепция разработки месторождений нефти с низким гидродинамическим потенциалом // Нефтепромысловое дело. 2008.
2. Джумагулов А.Д. Геодинамика и ремиграция углеводородов // Материалы межд. конф. «Геодинамическая обстановка нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре». Ташкент. 2002.
3. Дмитриевский А.Н., Скибицкая Н.А., Яковлева О.П., Зекель Л.А. Формирование и проблемы освоения матричной нефти – нетрадиционного вида углеводородного сырья в карбонатных отложениях газоконденсатных месторождений. Konferencja naukowo-techniczna Geopetrol-2010 «Новые методы и технологии освоения месторождений и добычи углеводородов на суше и море». Краков. Институт нефти и газа. 2010. С. 269–275.
4. Карпов В.А. Перспективы выявления новых залежей нефти в пределах и вблизи старых месторождений // Нефтяное хозяйство. 2012. № 3. С. 20–23.
5. Карпов В.А. К вопросу оптимизации методики нефтегазопоисковых работ // Недропользование ХХI век. 2011. № 5.
6. Карпов В.А. Ловушки УВ в геодинамическом поле // Нефтяное хозяйство. 2013. № 2.
7. Карпов В.А. Фундамент – региональный нефтегазоносный комплекс // Отечественная геология. 2012. № 6. С. 90–94.
8. Карпов В.А. Перспективы нефтегазоносности Московской синеклизы (по модели тектоноблендера) // Недропользование ХХI век. 2012. № 6. С. 74–80.
9. Карпов В.А. Состояние и перспективы развития нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2012. № 3. С. 2–6.
10. Карпов В.А. Старые месторождения: феномен восполнения // Нефтегазовая вертикаль. 2012. № 4.
11. Карпов В.А. О термобарических параметрах залежей УВ как отражении особенностей тектоники // Недропользование ХХI век. 2014. № 4. С. 81–83.
12. Карпов В.А., Колдашенко Т,В., Черевко Т.А., Полежакина Л.Н., Ковалюк В.Г., Левковец В.П. Некоторые особенности геологического строения и распространения нефтеперспективных объектов в надсолевых отложениях Припятского прогиба // Методы прогнозирования и изучения залежей нефти и газа.  Минск: БелНИГРИ. 1986. С. 172–191.
13. Карпов В.А. Условия формирования скоплений углеводородов в центральной и южной частях Припятского прогиба // Нефтегазовая геология и геофизика. 1982. № 6. С. 12–14.
14. Карпов В.А. Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах // Недропользование ХХI век. 2011. № 6; 2012. № 1.
15. Карпов В.А. Об особом типе природного резервуара УВ в баженовской свите Западной Сибири // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2013. № 8. С. 28–34.
16. Карпов В.А. О некоторых особенностях связи соле- и нефтегазонакопления // Отечественная геология. 2014. № 4. С. 65–69.
17. Кукуруза В.Д. Геоэлектрические факторы в процессах формирования нефтегазоносности недр. Киев: Карбон-Лтд. 2003.
18. Кусов Б.Р. Причины аномально низких термобарических параметров некоторых залежей УВ в Восточной Сибири // Недропользование ХХI век. 2014. № 4.
19. Осика Д.Г. Формирование геохимических аномалий в пределах сейсмически активных областей и их обрамлений (применительно к поискам нефти и газа). Автореф. дис… д-ра геол.-мин. наук. 1990.
20. Тю Ван Лыонг, Нгуен Хыу Нян. Особенности распределения изменения давлений в гранитоидных коллекторах месторождений Белый Тигр // Нефтегазовое дело. 2009.
21. Яковлев Ю.И. Теория и примеры нисходящей миграции углеводородов. Формирование, поиск и разведка газовых залежей. М.: ВНИИГаз. 1988. С. 29–37.

[Карпов Валерий Александрович]

Ещё раз, чем ближе к разлому тем количество микроэлементов в нефти ПАДАЕТ. Если бы в него (разлом) чего нибуть всасывало, то должна была наблюдаться обратная картина.

Почему?

Валерий Александрович, потому шта в данном конкретном случае это указатель ВЕКТОРА НАПРАВЛЕНИЯ ЗАПОЛНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРА.
 

Исключительно умозрительные построения.

Значит таковые у Абуковой, Яковлева и др?

А при чём здесь Абукова и Яковлев?

Мою точку зрения на формирование зон АНПД по Непско-Ботуобинской антеклизе Вы знаете.
Она совпадает с позицией Кусова.
 http://conference.deepoil.ru/images/stories/docs/4KR/theses/Shevchenko-Suhomlinov_Theses.pdf
О НЕКОТОРЫХ ОСОБЕННОСТЯХ ФОРМИРОВАНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ В УСЛОВИЯХ ДЕПРЕССИОННОЙ ВОДОНАПОРНОЙ СИСТЕМЫ НА МОНОКЛИНАЛЬНОМ СКЛОНЕ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ

Могу только добавить, что формирование месторождений с АНПД происходило при внедрении нефтегазовых флюидов в коллектора с влагонасищенностью ориентировочно 30-40%.
За счёт этого и был проявлен классический дроссельный эффект, своеобразное "замораживание" залежи УВ и окружающего пространства.

 

Гелий из фундамента поступает вместе с углеводородами, потому, что сам по себе подыматься вверх не желает (в силу низкого парциального давления), ему нужен "извозчик" в виде молекул метана и др..

 

Из

"Однако ещё в 1962 году В.А. Краюшкиным была выполнена серия экспериментов на натурных моделях по изучению условий аккумуляции нефти и газа на моноклиналях [5]. В экспериментах создавались и измерялись скорости восходящих и нисходящих гидравлических потоков. В некоторых экспериментах они достигали 10 см/сек, что позволяло моделировать процесс аккумуляции нефти и газа, который равноценен фильтрации в соответствии с законом Дарси при перепаде давления до 200 атм. На рис.2 в схематизированной форме показано экспериментальное воспроизведение процесса образования месторождений газа и нефти на моноклиналях. Был сделан вывод, о том, что месторождения нефти и газа являются весьма устойчивыми к внешнему воздействию обособленными геологическими телами, не разрушающимися даже при весьма высоких скоростях гидравлических потоков.
Исходя из вышеизложенного мы присоединяемся к выводу Б.Р.Кусова [6] о том, что
«газовые и газоконденсатные залежи с аномально низкими термобарическими параметрами формировались путём интенсивного (мгновенного) поступления газовой смеси из глубокозалегающих резервуаров с высоким давлением в них». При этом поступление парогазовой смеси в коллекторские ёмкости отложений венда и кембрия и образование месторождений УВ в них происходило уже при сформировавшейся в осадочном чехле на востоке и северо-востоке НБА в предшествующие геологические эпохи гидрогеологической водонапорной системы депрессионного типа."

Вот бы еще объяснили, Николай Борисович, связь моделей Краюшкина и Кусова...
И особенно, - с реальными горногеологическими условиями НБА.

[Карпов Валерий Александрович]

Об особом типе скоплений трудноизвлекаемых запасов УВ (№3/16 НП-ХХ1 век).


Статья может вызвать немало вопросов, которые будут мешать согласиться с высказанным.
 Хотя бы это:  «…значительное развитие в нефтегазоносных провинциях имеют скопления УВ, содержащие водонефтяные эмульсии, или тесно связанные с ними».
 Если это так, то почему об никто не сказал, не показал?
Или это уже где-то было?

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Валерий Александрович? водонефтяные эмульсии - это форма первичной миграции микронефти по классикам (Вассоевич и др.). У Зорькина есть работы по этой теме, даже где-то читал оценки запасов водорастворенных УВ. Нет ничего нового под Луной...

[Карпов Валерий Александрович]

Валерий Александрович? водонефтяные эмульсии - это форма первичной миграции микронефти по классикам (Вассоевич и др.). У Зорькина есть работы по этой теме, даже где-то читал оценки запасов водорастворенных УВ. Нет ничего нового под Луной...

Ахмет Иссакович!
Водонефтяные эмульсии, как форма первичной миграции, мне знакомы.
А как дело обстоит с  водонефтяной эмульсией, как формой залегания, локализации?

[Карпов Валерий Александрович]

Валерий Александрович? водонефтяные эмульсии - это форма первичной миграции микронефти по классикам (Вассоевич и др.). У Зорькина есть работы по этой теме, даже где-то читал оценки запасов водорастворенных УВ. Нет ничего нового под Луной...

А в Вашем представлении, Ахмет Иссакович. в какой форме происходит перемещение УВ по разломам сквозь огромные толщи водонасыщенных формаций?

[Шевченко Николай Борисович]

http://www.ngpedia.ru/id378724p1.html

Растворимость нефти в воде настолько ничтожна, что большинство геологов, реально представляющих количественную возможность этой гипотезы, давно отказались от нее

0,002%

20г на м³ - за гранью.

 

[Карпов Валерий Александрович]

http://www.ngpedia.ru/id378724p1.html

Растворимость нефти в воде настолько ничтожна, что большинство геологов, реально представляющих количественную возможность этой гипотезы, давно отказались от нее

0,002%

20г на м³ - за гранью.

 

Там же
"Растворимость нефти в воде при обычных температурах ничтожна, но при температуре больше 200 С резко возрастает"

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

По органической теории - это запредельные температуры, не свойственные (в два раза превышающие для ГФН) для процессов нефтегазообразования.

[Карпов Валерий Александрович]

По органической теории - это запредельные температуры, не свойственные (в два раза превышающие для ГФН) для процессов нефтегазообразования.

А по неорганической: ЧТО ПРОИСХОДИТ?

[Шевченко Николай Борисович]

По органической теории - это запредельные температуры, не свойственные (в два раза превышающие для ГФН) для процессов нефтегазообразования.

А по неорганической: ЧТО ПРОИСХОДИТ?

Валерий Александрович, не поверите с точки зрения химии практически ничего.
 
Для того, чтобы нефть при таких температурах начала разлагаться ("метанизироваться") нужен свободный реакционный объём. Литостатическое давление препятствует его появлению на больших глубинах.
 

[Карпов Валерий Александрович]

По органической теории - это запредельные температуры, не свойственные (в два раза превышающие для ГФН) для процессов нефтегазообразования.

А по неорганической: ЧТО ПРОИСХОДИТ?

Валерий Александрович, не поверите с точки зрения химии практически ничего.
 
Для того, чтобы нефть при таких температурах начала разлагаться ("метанизироваться") нужен свободный реакционный объём. Литостатическое давление препятствует его появлению на больших глубинах.
 

http://www.ngpedia.ru/id378724p1.html

Растворимость нефти в воде настолько ничтожна, что большинство геологов, реально представляющих количественную возможность этой гипотезы, давно отказались от нее

0,002%

20г на м³ - за гранью.

 

И как это все согласовывается?

[Карпов Валерий Александрович]

К вопросу о нисходящей миграции.
Еще один механизм:
из  http://www.oil-industry.ru/archive_detail.php?ID=10368
НЕФТЯНОЕ ХОЗЯЙСТВО   04’2016

Гончаров И.В., Фадеева С.В., Самойленко В.В., Обласов Н.В., Веклич М.А.
Роль различных видов миграции углеводородов в формировании залежей нефти


"...но до сих пор оставался открытым вопрос о движущей силе, заставляющей нефти двигаться вниз на сотни метров. В работе [5] А.Э. Конторович писал «…При этом возни- кают вопросы. Каков механизм миграции нефти так да- леко вниз от материнских пород? Почему такой мигра- ции, если физически она могла иметь место, не помеша- ли тогурский и радомский флюидоупоры?».
Было предложено много гипотез [5–8], но не всегда подкрепленных фактическим материалом. Наиболее об- основанной представляется модель генерации и мигра- ции углеводородов, предложенная коллективом авторов ИНГГ СО РАН для сопредельной территории Шаимского района [6]. По их мнению, нефти были генерированы ОВ баженовской свиты, а «… «обратный» палеогеотермический градиент, обусловленный неоднородностью тепло- вого поля, явился движущей силой нисходящей миграции в зонах, окаймляющих свод».
 

[Шевченко Николай Борисович]

И как это все согласовывается?

Валерий Александрович, не поверите.
 
Когда в активизированный глубинный разлом поступает флюид (вода+метан), то они в нём разлагаются до радикалов, но за счёт возникающих при этом флуктуаций давлений и температур (кавитации) и наличии свободного реакционного объёма эти радикалы согласно законам неравновесной термодинамики (Больцман) обратно соединяются в смеси молекул углеводородов с более высоким запасом внутренней энергии чем у их "папы"-метана.
Достигнув коллекторских емкостей эта уже метастабильная в условиях земной коры нефтяная смесь заполнят коллектор и продолжает дальше разлагаться. Но так как свободного реакционного  объёма в коллекторах за счёт литостатического давления практически не осталось, то метастабильная нефтяная смесь продолжает разлагаться только в масштабе геологического времени (сотни тысяч, млн.лет).   
 
Об этом парадоксальном механизме cинтеза нефти при разложении простых водородсодержащих соединений (метана и воды) можно почитать воот тут.
http://deepoil.ru/index.php/bazaznaniy/item/37-%D1%88%D0%B5%D0%B2%D1%87%D0%B5%D0%BD%D0%BA%D0%BE-%D0%BD%D0%B1-%D1%84%D0%B8%D0%B0%D0%BB%D0%BA%D0%BE-%D0%B0-%D1%81%D1%83%D1%85%D0%BE%D0%BC%D0%BB%D0%B8%D0%BD%D0%BE%D0%B2-%D1%8E-%D0%B4%D0%BE%D0%B2%D0%B6%D0%BE%D0%BA-%D1%82
Шевченко Н.Б. и др.
Кавитационно-флуктуационная гипотеза синтеза нефти и формирования ее месторождений

Природа и механизм образования нефти (как смеси высокомолекулярных углеводородов и гетероатомных соединений углерода) и формирования ее месторождений рассматривается в свете современных представлений о геофлюидодинамическом режиме НГБ в периоды их тектоно-сейсмической активизации.

Небольшой довесок, в прошлом веке мы ещё одну статью написали.
Теоретически, согласно приведённой в статье формуле, вместе с нефтью синтезируется ещё и вода. В метане по сравнению с нефть избыток водорода, нам нужно было его куда то пристроить. Вот и пустили его на синтез ювенильной воды.
Ещё один парагенетический парадокс, с помощью воды-"мамы" и метана-"папы" синтезируется не только нефть но также и вода.