От разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад

[Карпов Валерий Александрович]

ДИЛАТАНСИЯ

http://dic.academic.ru/dic.nsf/enc_chemistry/1391/%D0%94%D0%98%D0%9B%D0%90%D0%A2%D0%90%D0%9D%D0%A1%D0%98%D0%AF

(от лат. dilate - расширяю), изменение объема материала при сдвиговой деформации. Для большинства высококонцентрир. дисперсных систем (преим. высоконаполненных твердой фазой) наблюдается увеличение объема системы (положит. Д.). Примерами таких систем могут служить песчаные грунты, концентрир. водные дисперсии глинозема, минеральных вяжущих, бетонных смесей, глин, крахмала, диоксида титана, латекса, дисперсии железа в ССl4. Если изменение объема ограничено, сдвиговая деформация системы сопровождается ростом касат. напряжений и, соотв., сдвиговой вязкости т. наз. реопексия. Иногда встречается и отрицат. Д. уменьшение объема материала при его сдвиговой деформации. Такая Д. обнаружена у губчатой резины, металлич. монокристаллов, нек-рых видов глин и глинистых грунтов, асфальта. Для ряда дисперсных систем, напр., битумов с минеральным наполнителем, водных дисперсий аэросила, обнаружена Д. при наложении вибрации в процессе непрерывного сдвигового деформирования. Это явление получило назв. вибродилатансии. Положит. Д. обусловлена гл. обр. тем, что при высоком объемном содержании твердой дисперсной фазы увеличивается число контактов между частицами и уменьшается доля "своб. объема", заполненного дисперсионной средой. Сдвиговая деформация таких систем возможна при условии перемещения частиц в направлении, нормальном к направлению сдвига, т. е. при условии увеличения объема системы. Д. сравнительно малоконцентрир. дисперсий м. б. вызвана, кроме того, сильной анизотропией частиц и их разворотом при деформировании до ориентации в направлении сдвига; по-видимому, это является причиной Д. нек-рых видов глин, водных дисперсий пентоксида ванадия, хризотилового асбеста и др. Реопексия - возрастание вязкости (и напряжения сдвига) обусловлена структурированием дисперсной системы в процессе сдвигового деформирования с малой скоростью. Обнаруживается в водных суспензиях гипса, пятиокиси ванадия и др. Если скорость деформирования увеличивается, образовавшаяся структура может разрушиться и эффективная вязкость системы снижается по мере роста скорости деформирования. В отличие от реопексии, Д. высоконаполненных систем м. б. не связана со структурообразованием. Д. необходимо учитывать в технол. процессах, связанных с переработкой дисперсных систем, при перемешивании бетонных смесей, формовании изделий из наполненных пластмасс, трубопроводном гидротранспорте водоугольных дисперсий и др. Термин "Д." введен О. Рейнольдсом (1885); подробно явление изучено М. Рейнером. Лит.: Рейнер М., Деформация и течение. Введение в реологию, пер. с англ., М., 1963; его же. Реология, пер. с англ., М., 1965; Уилкинсон У. Л., Неньютоновские жидкости, пер. с англ., под ред. А. В. Лыкова, М., 1964; Урьев Н. Б., Высококонцентрированные дисперсные системы, М., 1980; Ефремов И. Ф., "Успехи химии", 1982, т. 51, № 2, с. 285-310. Н. Б. Урьев.

Спасибо, Ахмет Иссакович!
Уточнило, но не изменило все это моего представления о зоне (области и т.д.) дилатансии, как зоне возможного (хоть и кратковременного) пьезоминимума.
Или я не прав?

[Карпов Валерий Александрович]

Валерий Александрович, я понимаю Вас, заманчиво найти в модели "клина сжатия" присдвиговых структур подтверждение своих идей по нисходящей миграции УВ, но это бесперспективно. Дело в том, что это позднеинверсионные новообразованные (плиоцен-четвертичные) структуры и строение их 3-х мерных моделей много сложнее. Области сжатия и растяжения чередуются не только в вертикальном сечении, но по латерали,
Значит и по латерали возможно перемещение флюидов по этой причине?

 а поперечных сечениях может происходить смена знака деформаций

И возможно появление соответствующей дифференциации гидродинамического поля?

(см. Тимурзиев А.И. Новая кинематическая модель сдвигов).

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Валерий Александрович, да нравится Вам идея нисходящей и латеральной миграции, да и на здоровье, если сильно хочется - то можно.

Вот пример, который доказывает обратное:

На Арланском месторождении при сгущении сетки скважин от 20 га/скв до 10 га/скв вскрывался первоначальный ВНК (из выступления С.Н.Закирова на ЦКР). На расстоянии до 1000 м при длительном и интенсивном освоении месторождения с применением различных вторич-ных и третичных методов интенсификации добы-чи не удается преодолеть капиллярные силы и обеспечить связность пластов и выравнивание ВНК.

Рекомендую почитать: Тимурзиев А.И. Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти (вопросы миграции УВ). Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений. №12, 2009, с.30-38 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_125.pdf).

В статье рассмотрены геолого-физические основы латеральной миграции нефти с позиций осадочно-миграционного происхождения нефти. Показаны существующие противоречия между теорией и физикой явления, а также непреодолимые препятствия на пути создания природных условий, благоприятствующих дальней латеральной миграции нефти в пористой среде горных пород. В качестве альтернативы рассматривается механизм вертикальной миграции УВ при формировании промышленных скоплений УВ.

Валерий Александрович, если можете аргументированно опровергните мои выводы и положения.

[Карпов Валерий Александрович]

Валерий Александрович, да нравится Вам идея нисходящей и латеральной миграции, да и на здоровье, если сильно хочется - то можно.

Вот пример, который доказывает обратное:

На Арланском месторождении при сгущении сетки скважин от 20 га/скв до 10 га/скв вскрывался первоначальный ВНК (из выступления С.Н.Закирова на ЦКР). На расстоянии до 1000 м при длительном и интенсивном освоении месторождения с применением различных вторич-ных и третичных методов интенсификации добы-чи не удается преодолеть капиллярные силы и обеспечить связность пластов и выравнивание ВНК.

Пообщался на эту тему с работниками ЦКР. У них иное мнение. Как минимум, это еще не однозначное доказательство отсутсвия латерального перемещения.

Рекомендую почитать: Тимурзиев А.И. Современное состояние гипотезы осадочно-миграционного происхождения нефти (вопросы миграции УВ). Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений. №12, 2009, с.30-38 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_125.pdf).

В статье рассмотрены геолого-физические основы латеральной миграции нефти с позиций осадочно-миграционного происхождения нефти. Показаны существующие противоречия между теорией и физикой явления, а также непреодолимые препятствия на пути создания природных условий, благоприятствующих дальней латеральной миграции нефти в пористой среде горных пород. В качестве альтернативы рассматривается механизм вертикальной миграции УВ при формировании промышленных скоплений УВ.

Валерий Александрович, если можете аргументированно опровергните мои выводы и положения.

С удовольствием попробую.

[Карпов Валерий Александрович]

Ахмет Иссакович!
Вы пишите:
"Как показывает практика,
за пределами внешнего контура нефтеносности в
керне скважин заведомо продуктивных интервалов
не определяются следы латеральной миграции ни
при макроописании керна, ни при микроописании
шлифов, в то время как на всю глубину вскрытых
скважин (включая фундамент) в пределах месторож-
дений отмечаются прямые шлейфа вертикальной
фильтрации нефти"

Откуда эта информация?
Моя практика и практика многих участковых геологов, извлекавших керн из керноприемной трубки и описавших этот керн, показывает обратное.
Более того, есть практический прием: после фиксации прямых признаков в виде битума, вязкой нефти в керне, следующая скважина бурилась вверх по восстанию пород, и открывали новую залежь.

[Карпов Валерий Александрович]

Ахмет Иссакович!
Вы пишите:

"Известны многочисленные примеры залежей нефти,
по которым установлено отсутствие пластовых и
подошвенных вод и в принципе отсутствует движущий агент нефтесбора"

Известны.
К примеру: бажен. Здесь мне понятен механизм (В.А. Карпов.
Еще раз о баженитах Западной Сибири (Об инвертном типе природного резервуара УВ в баженовской свите),http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2013/3_razvitie_rynka_obektov_nedropolzovaniya/).

Или залежь в осинском горизонте Талакана (Якутия). Здесь она запечатана галитом.

И то, что сегодня имеем затрудненную связь залежи с законтурной частью, часто связано с вторичными процессами, случившимися уже после (или в момент) образования залежи. До этого момента латеральная миграция вполне вероятна.

[Карпов Валерий Александрович]

Поиск нефти стал дешевле 0
 
Текст: Юрий Медведев
08.06.2012, 11:20
 
 pr1.pngВерсия для печати
 
 
Новый метод поиска нефти позволяет экономить на поисково-разведочных работах сотни миллионов рублей. Дело в том, что обычно в зоне предполагаемого месторождения геологи бурят 15-20 скважин. Каждая стоимостью в 90 миллионов рублей. Метод, предложенный учеными Геологического института РАН, позволяет ограничиться 5-7 скважинами. Экономия огромная.
- Нам удалось найти своего рода "наводки" на месторождение нефти и газа, - сказал корреспонденту "РГ" заведующий лабораторией тепломассопереноса профессор Михаил Хуторской. - Дело в том, что углеводороды образуются в недрах при вполне определенных условиях, в частности, нефть - при температуре 110-150 С, газ - 150-190 С. Наш метод позволяет найти на глубине зоны именно с такими температурами. И сказать нефтяникам: бурить надо здесь.
Но что в таких зонах должна быть нефть и газ, науке известно давно. Что же придумали наши ученые? Во-первых, они создали технологию, которая практически с поверхности земли позволяет получить картину температур даже внутри мантии. Во-вторых, они построили трехмерную модель распределения температур. Это намного снизило погрешность измерения по сравнению с обычной двухмерной моделью. И самое главное: ученые выявили основную "наводку" на месторождение. Оказалось, что картина распределения температур должна иметь форму купола. Только тогда здесь с очень высокой вероятностью находятся запасы нефти или газа.
- Мы проверили эту гипотезу на уже известных месторождениях в Западной Казахстане, на Астраханском и Бузулукском месторождениях, и везде обнаружили термические купола, - говорит Хуторской. - Такие же совпадения выявлены в Баренцовом и Карском морях, Припятской впадине, на месторождениях в Германии. Затем стали изучать море Лаптевых, где ранее практически не велись поисковые работы. И тоже нашли два купола - Усть-Ленский и Омолонский. Так что с уверенностью даем прогноз: здесь надо искать нефть.
По словам Михаила Хуторского, новый метод разведки месторождений стоит "три копейки". Ведь он не требует каких-то новых дорогостоящих измерений, ученым достаточно информации, которая содержится в мировой базе данных по тепловому потоку. По ней можно построить термографическую модель месторождений нефти и газа для любой территории. http://www.rg.ru/nauka/
 
И закартировать тектоноблендер, - то же можно?

[Андреев Николай Михайлович]

Поиск нефти стал дешевле 0
...
И закартировать тектоноблендер, - то же можно?

Движение в верном направлении. Мешает им только балласт ложных представлений о генезисе месторождений УВ и механизме их формирования. Отсюда такие наивные заявления по причинно-следственным связям фиксируемых повышенных температур над месторождениями УВ, а также об их "открытии" куполовидной структуры таких зон. Если сбросить этот балласт, то это и так становится вполне очевидным и закономерным явлением.
Только если они собираются использовать такой подход без дополнительных практических измерений температур в недрах, то детальность метода будет совершенно не достаточна для уверенного заложения скважин. Хотя вероятность достижения успеха будет, естественно, существенным образом увеличена.
Забавляют только упорные попытки "шагать" к успеху по любым другим соседним тропкам, только не по самой прямой и простой, которую предоставляет нам использование физического явления, на котором основан БГФ метод. Ей-богу, упрямство прямо как в детсаде - "буду играть в своей песочнице и только со своими игрушками".

[Карпов Валерий Александрович]

Поиск нефти стал дешевле 0
...
И закартировать тектоноблендер, - то же можно?

Движение в верном направлении.
То бишь, можно?

 Мешает им только балласт ложных представлений о генезисе месторождений УВ и механизме их формирования. Отсюда такие наивные заявления по причинно-следственным связям фиксируемых повышенных температур над месторождениями УВ, а также об их "открытии" куполовидной структуры таких зон. Если сбросить этот балласт, то это и так становится вполне очевидным и закономерным явлением.
А если пока абстрагироваться от гипотез, а принимать это за методическую основу поиска скоплений УВ?

Только если они собираются использовать такой подход без дополнительных практических измерений температур в недрах, то детальность метода будет совершенно не достаточна для уверенного заложения скважин. Хотя вероятность достижения успеха будет, естественно, существенным образом увеличена.
Забавляют только упорные попытки "шагать" к успеху по любым другим соседним тропкам, только не по самой прямой и простой, которую предоставляет нам использование физического явления, на котором основан БГФ метод. Ей-богу, упрямство прямо как в детсаде - "буду играть в своей песочнице и только со своими игрушками".
У каждого своя песочница...

[Карпов Валерий Александрович]

Из http://yandex.ru/clc...290777839290894
 
3.3.3. Тектонофизическая модель резервуара
Петрофизические характеристики осадочных горных пород в значительной (а иногда и решающей) степени определяются степенью напряженного состояния массива, откуда были получены образцы для исследований. В первую очередь это относится к процессам переноса флюида в пустотном пространстве породы – направлению миграции и распределению проницаемости. Одним из способов оценки напряженности, отражающей распределение полей напряжений в конкретных структурах, является метод тектонофизического моделирования на оптически активных материалах. Как правило, минимальными значениями напряжений обладают структуры, которые могут быть потенциальными ловушками углеводородов.
Моделирование напряженного состояния Долгинской структуры проводилось нами с помощью желатин-глицеринового студня, физические свойства которого хорошо изучены (А. Д. Дзюбло, С. Г.Рябухина, А. В. Зайцев. 2008 г.). Эксперименты проводились на нескольких моделях, имитирующие структурированные вертикальные срезы-сечения северо-восточного простирания через Долгинскую структуру. В качестве границ основных элементов модели были выбраны главные разрывные нарушения, выделенные по сейсмическим данным и поверхности напластования стратиграфических систем: ордовик-силурийской, девонской, каменноугольной, пермской и триасовой.
Результаты исследований показали следующее: верхняя часть, располагающаяся в висячем крыле Главного Долгинского сбросо-сдвига, находится в ненагруженном состоянии; в пермских отложениях до отражающего горизонта I12u(P2u) располагается участок со средними значениями поля напряжения, который переходит в область концентратора, протягивающуюся до границы Ia(P1 a+s); в блоке каменноугольного возраста картина распределения напряжений аналогичная, т. е. в верхней части блока – область пониженных значений, в нижней – повышенных.
 
Цитата: "Как правило, минимальными значениями напряжений обладают структуры, которые могут быть потенциальными ловушками углеводородов."
Независимо от типа ловушек?

[Карпов Валерий Александрович]

Из http://yandex.ru/clc...511911744656968
 
Методика А.И.Волгиной.
Прогнозирование залежей нефти и газа по вариациям силы тяжести.
Экспериментально установлено, что над залежами нефти и газа гравитационное поле меняется во времени.
Это явление может быть объяснено нестабильностью термодинамических условий в земной коре под воздействием причин тектонического и техногенного характера, что в случае нефтегазонасыщенных структур приводит к изменению их газонасыщенности и соответственно плотности и гравитационного поля над ними.
Причем, изменение газонасыщенности пород происходит не только в самой залежи, но и в вышезалегающих породах, что особенно интенсивно проявляется при прорывах УВ через покрышку.
Внутри залежи возможны два механизма изменения плотности пород. В первом случае, когда масса УВ в залежи остается постоянной, изменение плотности пород в ловушке происходит за счет сжатия и расширения УВ под воздействием термодинамических процессов.
При сжатии УВ происходит приток дополнительной массы пластовой воды в ловушку, а при их расширении часть воды вытесняется из ловушки.
В первом случае над залежью будет наблюдаться увеличение силы тяжести за счет внедрившейся массы воды,
во втором – уменьшение силы тяжести, определяемое количеством вытесненной воды.
Вариации силы тяжести, связанные с этим процессом, характерны практически для всех видов залежей с газонефтеводяными контактами. Их амплитуда и периодичность будут зависеть от интенсивности и периодичности геодинамических процессов и размеров залежи.
Другой механизм изменения плотности пород связан с изменением массы УВ в залежи. Это возможно при поступлении дополнительной порции УВ в залежь или эмиграции их из залежи, например при прорыве газа через покрышку или отборе УВ при эксплуатации месторождения. Здесь изменение плотности связывается с замещением в порах и трещинах пород флюидов одной плотности на другую (более легких газа и нефти на воду или наоборот). На основе выполненных исследований было рекомендовано использовать повторные гравиметрические наблюдения.
 
Т.е., мониторинг гравиполя  может позволить картировать тектоноблендер и выделять тектоно(разломо)зависмые ловушки и разбраковывать их по характеру насыщения (нефть или вода)?

[Карпов Валерий Александрович]

Изhttp://yandex.ru/clc...477027792200903
Лебедев Иван Иванович
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДИКИ КОМПЛЕКСНОГО ИЗУЧЕНИЯ МИГРАЦИИ УГЛЕВОДОРОДОВ В ФУНДАМЕНТЕ (НА ПРИМЕРЕ ВАРАНГЕР-ТИМАНСКОГО ПОЯСА БАЙКАЛИД)
Специальность 25.00.16. – Горнопромышленная и нефтегазопромысловая геология, геофизика, маркшейдерское дело и геометрия недр
Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
Ухта – 2013
Диссертация выполнена на кафедре минералогии и геохимии, геологии Ухтинского государственного технического университета.
Научный руководитель Кочетков Олег Сергеевич
 
"Анализ состава подтекающего вещества показал характерную зависимость: чем выше располагается горизонт, тем меньше в нѐм содержится тяжѐлых углеводородов, и соответственно тем больше в относительном количестве легких. Т.е. при восходящем движении углеводородов наблюдается разложение ТУВ на более лѐгкие."
 
А если будет нисходящая фильтрация, то и соотношение будет иным?

[Андреев Николай Михайлович]

...
"Анализ состава подтекающего вещества показал характерную зависимость: чем выше располагается горизонт, тем меньше в нѐм содержится тяжѐлых углеводородов, и соответственно тем больше в относительном количестве легких. Т.е. при восходящем движении углеводородов наблюдается разложение ТУВ на более лѐгкие."

Именно такую закономерность обнаружил и я по скважине, которая сейчас бурится на Московской синеклизе. По газопоказаниям, после максимумов метана и этана в составе суммы углеводородных газов, на определённой глубине на одном из интервалов-коллекторов фиксировался максимум бутана, а затем стал преобладать пентан.

[Карпов Валерий Александрович]

...
"Анализ состава подтекающего вещества показал характерную зависимость: чем выше располагается горизонт, тем меньше в нѐм содержится тяжѐлых углеводородов, и соответственно тем больше в относительном количестве легких. Т.е. при восходящем движении углеводородов наблюдается разложение ТУВ на более лѐгкие."

Именно такую закономерность обнаружил и я по скважине, которая сейчас бурится на Московской синеклизе. По газопоказаниям, после максимумов метана и этана в составе суммы углеводородных газов, на определённой глубине на одном из интервалов-коллекторов фиксировался максимум бутана, а затем стал преобладать пентан.

Есть же и обратная картина. А в таком случае, что ожидать?

[Карпов Валерий Александрович]

Шельфовые проекты: аварийная посадка или смена курса?
Прошлый год для российского НГК прошел под знаком «Победы». «Победы» с большой буквы — не в силу ее масштабов, а потому, что это название месторождения.
Проведенное «Роснефтью» бурение на структуре Университетская в Карском море позволило подтвердить наличие промышленных запасов и, казалось бы, ознаменовало начало полномасштабного освоения российского арктического шельфа. Но победы часто оказываются пирровыми. После введения санкций партнер «Роснефти», ExxonMobil, был вынужден покинуть данный проект.
И в начале марта было объявлено, что в нынешнем году российская госкомпания не будет проводить буровые работы в Арктике. Так что же, шельфовая эпопея отложена до лучших времен? Вполне может быть — та же «Роснефть» обещает вернуться в Карское море уже в 2016 году. Или все же речь идет о более серьезном стратегическом развороте, о пересмотре главного направлении развития отечественного НГК? Найти ответ на этот вопрос пытались участники конференции «Шельф России-2015», прошедшей недавно в Москве. Была ли изначально оправдана ставка России на разработку ресурсов Арктики? Ведь США и Канада, обладающие гораздо большим финансовым и технологическим потенциалом, чем РФ, пока не спешат вводить в эксплуатацию залежи своих северных морей. Они предпочитают осваивать месторождения «нетрадиционных» углеводородов, включая сланцевые. Не стоит ли и нашей стране под предлогом кризиса «списать в убыток» шельфовые проекты и развернуться в сторону сланца?
ВАЛЕРИЙ АНДРИАНОВ, «Нефтегазовая Вертикаль», 7/15.
 
Цитата: "Не стоит ли и нашей стране под предлогом кризиса «списать в убыток» шельфовые проекты и развернуться в сторону сланца?"
Не стоит.
И тем, и другим надо заниматься.
Но надо сначала геологически "подковаться" (http://naen.ru/journ...ropolzovaniya/;http://naen.ru/journ...i_perspektivy/)