Фундаментная нефть: от мифов к реальности

[Шевченко Николай Борисович]

Ахмет Иссакович, предлагаю "каналы", "трубы" именовать нефте-, нефтегазо-, газоподводящими разломами (разрывами).
А то не геологи в своём воображении их часто ассоциируют с водоканалами и газопроводами, хотя они и несколько подобны, но принципы их функционирования абсолютно разные.
У меня щас из-за этого немного "забуксовали" тезисы доклада. Пытаюсь определилить разницу между нефте- и газоподводящими разломами.
Как один из основных вариантов рассматриваю возможность использования времени раскрытия разлома.
Предположительно, газоподводящие разломы (разрывы) открыты более продолжительное время достаточноё для того, чтобы более лёгкий газ обогнал парообразную и сконденсированную воду и начал поступать в пласт практически в чистом виде?

Ахмет Иссакович, попробуйте открыть файл через другой браузер фирефокс или мозиллу.
Я пользуюсь Firefox.

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Справедливое замечание. Я сторонник не обеднять содержательный смысл геологических терминов, отказаться по-возможности от иностранных синонимов, не использовать не содержательную лексику, своей образностью подменяющей геологическую терминологию. О чем Вы говорите. "Трубы" - это образно, но геологически некорректно, тем более даже образ не верный, поскольку мы имеем дело с линейными проницаемыми структурами.
В попытке определить разницу между нефте- и газоподводящими разломами, Вы рассматриваете возможность использования времени раскрытия разлома. В геологических терминах это означает молодость разломов, потому что более древние разломы, как правило (если не обновляются) раньше кальматируются и снижают пропускную способность для фильтрации флюидов. Газовая фаза во флюидном потоке всегда отделяется (за счет расширения создает свергидростатическое давление в колонне) и занимает апикальное положение во фронте гидродинамической напорной волны. Мои расчеты (см. Время формирования залежей как критерий нефтегазоносности локальных структур (на примере Южного Мангышлака) – Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений. ВНИИОЭНГ, 2008, №1, с.24-31, адрес: http://deepoil.ru/index.php/2012-03-30-14-12-45?start=9) показывают, что газовые залежи очень молодые (самые молодые), контролирующие их структуры также наиболее молодые (это относится не только к пликативным, но и дизъюнктивным структурам). Речь о сравнительных характеристиках в пределах одного НГБ.
Потом, Николай, проницаемость разломов, являющаяся функцией активности (дифференцированности) неотектонических движений, нельзя рассматривать в отрыве от экранирующих свойств разреза. Одно свойство ослабляет или усиливает другое, и только в совокупности их действие отражается на стратиграфическом диапазоне локализации и фазовом составе УВ-систем, наблюдаемых на конкретных месторождениях. Об этом мы говорили при обсуждении закономерностей нефтегазоносности Предкарпатского прогиба. Можно продолжить при обсуждении Ваших тезисов, если сочтете необходимым.

[Андреев Николай Михайлович]

... для определения положения нефтеподводящего канала требуется длительная работа на разрабатываемом месторождении, вплоть до поздней стадии его разработки. Определение положения нефтеподводящего канала на этом этапе представляется мало информативным для дальнейшего влияния на эффективность разработки месторождения.
Задача состоит в том, чтобы определить положение нефтеподводящего канала на ранней стадии поисков и разведки месторождения. Здесь есть решения, они много проще, имеют под собой интеллектуальную основу и доведены нами до практического внедрения на ряде месторождений, включая месторождений Белый Тигр...

Полагаю, что я могу предложить ещё более простое и весьма оперативное решение задачи по определению положения нефтеподводящих каналов (разломов). В скором времени вполне вероятно будут проведены работы, в результате которых будет получено экспериментальное подтверждение этому.

[Шевченко Николай Борисович]

"В попытке определить разницу между нефте- и газоподводящими разломами, Вы рассматриваете возможность использования времени раскрытия разлома. В геологических терминах это означает молодость разломов,.."

Не совсем так Ахмет Иссакович. Стараюсь абстрагироваться от абсолютного времени (возраста) когда разломы раскрывались, обращаю внимание на физическое время от раскрытия до закрытия разлома. Минуты, десятки минут, часы, дни?..
Чисто интуитивно, время функционирования нефтепроводящего намного меньше чем газопроводящего разлома.

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Николай, не совсем мне понятна эта разница, тем более, как я понимаю, физически для газа, как более миграционно активной фазы, требуется для преодоления одного и того же пути (при равной проницаемости) меньше времени. У Вас получается наоборот. Не берусь сейчас полемизировать, нужно глубже вникнуть в вопрос. Во всяком случае у меня есть объяснения физики процесса миграции в ряде статей, если интересно, я могу дать ссылки.
Объясните, что кроме интуиции Вас склоняет к этому выводу?

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Николай Михайлович, Вам встав на путь доказательства не очевидного для большинства, считающих себя абсолютными авторитетами по всем вопросам мироздания (большинство таких на форумах), необходимо идти по пути поиска эмпирических связей (1) и количественных характеристик Ваших аномалий (2). Нужно научиться придавать Вашим наблюдениям, как формы 3-го видения, объективные, регистрируемые посторонними наблюдениями (наблюдателями) свойства. Словом, если удастся "оцифровать" Ваши аномалии, без чего современная наука не может существовать, думаю Вы получите признание. Опять - среди абсолютного большинства.
Другой путь, получить непротиворечивые и независимые доказательства работы метода, чем привлечь к себе инвесторов, которые голосуют рублем, а не авторитетом научных догм.
Истину никто не знает, она не постижима, к ней можно только приближаться, мы - ученые, отличаемся только мерой приближения к последней.

[Шевченко Николай Борисович]

Николай, не совсем мне понятна эта разница, тем более, как я понимаю, физически для газа, как более миграционно активной фазы, требуется для преодоления одного и того же пути (при равной проницаемости) меньше времени. У Вас получается наоборот. Не берусь сейчас полемизировать, нужно глубже вникнуть в вопрос. Во всяком случае у меня есть объяснения физики процесса миграции в ряде статей, если интересно, я могу дать ссылки.
Объясните, что кроме интуиции Вас склоняет к этому выводу?

Например, выходы газа на дне морей и на суше функционирующих тысячелетиями.
http://2000.net.ua/ai/6/67/67886/g4-fakels.jpg
Например, вот эти подводные газовые факела сформировались по модельному изотопному возрасту около 8000 лет назад.
Или вод этот храм огнепоклоников в Баку, по некоторым расчетам там сгорел не один Уренгой.
В наличии устойчивая газогидродинамическая связь через открытые длительное время газоподводящие разломы с глубинными источниками.
По нефтеподводящим разломам, больше теоретически, такой разлом рассматриваю как своеобразный природный химический реактор который периодически запускается при увеличении сейсмоактивности. Значительное увеличение сейсмоактивности в нефтеносных районах кратковременны дни, реже недели. Отсюда и предположение, что газоподводящие разломы отличаются от нефтеподводящих именно по времени функционирования, а не например от глубины заложения.

[Шевченко Николай Борисович]

http://www.freepatent.ru/images/patents/7/2458366/patent-2458366.pdf

СПОСОБ ПОИСКОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА (патент РФ № 2458366)
Автор(ы):   Трофимов Владимир Алексеевич (RU)

Обнаруженные глубинной или суперглубинной сейсморазведкой нефтеподводящие каналы трассируют по площади сейсморазведкой в варианте 2D или 3D. Лучшие результаты могут быть достигнуты сейсморазведкой 3D. В результате специализированной обработки на временных разрезах выявляют субвертикальные динамические аномалии и наклонные отражатели, отображающие нефтеподводящие каналы. Места выходов нефтеподводящих каналов к региональной покрышке наиболее перспективны для поисков нефти и последующей добычи.

[Шевченко Николай Борисович]

http://oilgasjournal.ru/vol_2/articles/3.pdf

ЭКОЛОГИЧЕСКИЕ ФУНКЦИИ ДЕПРЕССИОННЫХ ВОДОНАПОРНЫХ СИСТЕМ
Л.А.Абукова1, А.Я.Гаев2, А.В.Кудельский3, А.А.Орлов4, Е.А.Орлова4, Ю.И.Яковлев1, J.M.Cheng5, R.R. Zhao5


"Органики" не дремлють.
Научное обоснование "нисходящей" фильтрации нефти в фундамент.
Чудесный материал для полемики.



Рис. 4. Схема изменения пластовых давлений по разрезу месторождения Белый Тигр
1–гидростатическое давление; 2–реальное пластовое давление [30]

[Шевченко Николай Борисович]

http://www.socar.az/ogpi/files/uploader/Krupin_11-17.pdf

Нефтегазоносность гранитной интрузии месторождения Оймаша

А.А.Крупинин



Ахмет Иссакович, Вы случайно не в курсе пластовые давления  месторождения Оймаша также изменяются как и на Белом Тигре?

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

На Мангышлаке я работал с 1981 по 1993 г.г. Есть серьезные научно-производственные работы (отчеты) с моим участием, вот список некоторых (автор на них не ссылается, в том числе и на опубликованные работы):

- Анализ результатов опытно-методических геолого-геофизических работ на Песчаномысском опорном полигоне и разработка методов поисков скоплений УВ в сложноэкранированных ловушках - Отчет по теме № 12-85-48/6, КазНИПИнефть, Шевченко, 1989, 114 с.

- Отчет по теме № 12-85-48/6, КазНИПИнефть, Шевченко, 1989, 114 с.
Совершенствование методики зонального и локального прогноза нефтегазоносности применительно к условиям Мангышлака - Отчет по договору № 5-06/991, КазНИПИнефть, Шевченко, 1990, 345 с.
 
- Выбор способа прогнозирования начальных пластовых давлений нефтяных и газовых месторождений и внедрение его в производственных условиях ПOMH - Отчет по договору №51/90, КазНИПИнефть, Шевченко, 1990, 63 с.

Последний отчет делался на основе АС СССР ( Способ предварительной оценки начальных пластовых давлений нефтяных и газовых месторождений: АС СССР № 1484925. Класс Е 21 B 47/06 (авторы Л.П.Дмитриев, А.И.Тимурзиев, В.В.Ларичев). 3apeгиcтpиpoвaнo в Государственном реестре изобретений 08.02.1989. Заявка № 4110893/23-03. Приоритет изобретения 18.08.1986).

Данные по пластовым давлениям на Оймаше можно найти, нужно время. Я хочу один из номеров журнала Глубинная нефть посвятить нефтегазоносности фундамента, буду готовить большую статью, приглашаю всех заинтересованных присоединиться.

Ссылки на опубликованные мной работы по Оймаше:

- Структурно-тектонический анализ мегатрещиноватости Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий (Мангышлак) - Известия BУ3oв, геология и разведка, 1983, №7, c.133-137.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_119.pdf
- Отражение гранитных интрузий фундамента в рельефе п-ова Мангышлак - Известия BУ3oв, геология и разведка, №6, 1983, c.142-145, (соавтор В.И.Попков).
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_118.pdf
- Опыт комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов для прогнозирования зон развития вторичных коллекторов в доюрском разрезе Мангышлака. - Геология нефти и газа, №1, 1984, c.28-32 (соавторы Л.П.Дмитpиeв, И.Муратов и др.)
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_013.pdf
- Результаты применения анализа зон разломов на Мангышлаке (на примере Песчаномысско-Ракушечной зоны). - Известия AH Каз. ССР, серия геологическая, №3, 1984, c.78-81.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_014.pdf
- Новейшая тектоника Песчаномысско-Ракушечной зоны - Советская геология, №6, 1984, c.64-71.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_128.pdf
- Строение коллекторов и залежей УВ в низкопроницаемых комплексах и пути совершенствования методики их прогнозирования - Геология нефти и газа №11, 1984, c.49-54.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_016.pdf
-  Кольцевые морфоструктуры и их геологическая природа (на примере Южного Мангышлака) - Исследования 3eмли из космоса, №4, 1985, c.48-52 (соавтор Я.Д.Нугманов).
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_127.pdf
- Методика картирования трещинно-разрывных зон новейшей активизации - резервуаров нефти и газа в низкопроницаемых толщах (на примере Южного Мангышлака) - Известия AH СССР, серия геологическая, 1985, c.113-117 (соавторы К.А.Махутов, Я.Д.Нугманов).
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_020.pdf
- Строение и формирование резервуаров и ловушек в доюрском комплексе Мангышлака. - Геология нефти и газа, №9, 1989, c.16-21.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_131.pdf
-  Обоснование структурно-геоморфологического метода прогноза локальных зон новейшего растяжения. – Советская геология, №1, 1989, c.69-79.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_044.pdf
- Давление пластовых флюидов – Л., Недра, 1987, 223 с. (соавторы А.Е.Гуревич, М.С.Крайчик и др.).
http://deepoil.ru/index.php/bazaznaniy/item/173.

Другие, в том числе не выложенные еще на сайте статьи.

Сейчас нет под рукой, но в последней книге, где я являюсь соавтором, могут быть данные по давлениям на Оймаше. Словом, большой пласт исследований, практически не утратившие своей значимости выводы, практически не востребованные сегодня, в силу того, что перестали люди читать и ссылаться на своих предшественников. Только поэтому, в журнале Глубинная нефть есть рубрика: "Рукописи не горят..."

[Андреев Николай Михайлович]

Карпов В.А. меня несколько смутил своими аргументами об отрицательных градиентах пластового давления в месторождениях УВ фундамента, которые он предъявляет в качестве существования своих тектоноблендеров. Приведённые здесь некоторые работы вроде бы подтверждают этот факт. Не знаю, как к этому относиться. Как это можно объяснить с наших неорганических позиций? Просветите меня в этом вопросе! 

[Шевченко Николай Борисович]

Есть много вариантов объяснения возникновения пластового давления ниже гидростатического.


Начиная от термоусадки нефтяного флюида и заканчивая дальнейшим развитием вторичной трещиноватости (увеличение объема пустотного пространства) в породах фундамента под влиянием новейших тектонических движений уже после образования месторождения нефти в фундаменте.
Основное, это то что авторы предусмотрительно не указывают соотношение физических объемов нефти в осадочных породах и породах фундамента. Грубо 1 к 10, если бы было наоборот 10 к 1 тогда данное предположение (о "нисходящей" фильтрации нефти) применительно к месторождению Белый Тигр можно было бы рассматривать более серьезно.



 

[Андреев Николай Михайлович]

Ну на формирование вторичной трещиноватости в момент тектонических движений Карпов и указывает, как на механизм, приводящий к нисходящей фильтрации. Мне кажется, что здесь могут быть не те масштабы, чтобы объяснить фактический дефицит давления. А вот мысль о термоусадке флюида мне понравилась. Если предположить, что кроме того часть газа в результате какого-то синтеза здесь превращается в жидкие УВ. При этом снижение давления должно происходить в огромных масштабах.

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Вопрос простой и сложный одновременно. Главное, его нельзя обсуждать в отрыве от геологии конкретного, обсуждаемого месторождения, иначе можно напридумывать самое невероятное, например, что океаническая вода может поступать в мантию и там выпариваться.
Во-первых, при обсуждении природы пластовых давлений нужно иметь в виду, что давление в залежах, отличное от гидростатического, является аномально высоким (выше гидростатического) или аномально низким (ниже гидростатического). Коэффициент аномалийности пластового давления (Ка) характеризует меру его отклонения от гидростатического. Гидростатическое давление расчитывается от веса столба воды с плотностью 1.
В свое время, столкнувшись с фактом опреснения пластовых вод (до единиц мг/л) нижних горизонтов осадочного чехла и, одновременным наличием в разрезе крепких рассолов (300 и более мг/л), мы предложили рассчитывать не Ка, а Кнг - коэффициент негидростатичности, учитывающий реальное распределение по разрезу плотности воды. Это уточняет поведение пластового давления в сравнении с гидростатическим. На эту тему есть даже авторское свидетельство (http://deepoil.ru/images/stories/1484925.jpg): Способ предварительной оценки начальных пластовых давлений нефтяных и газовых месторождений: АС СССР № 1484925. http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/AC_4110893.pdf.
Здесь выводы Шевченко и Карпова на фактическом количественном материале опровергаются установленным фактом увеличения значений Кнг с ростом активности новейших деформаций земной коры (градиент амплитуд и скорости неотектонических движений). На эту тему можно почитать статью: Геодинамические аспекты проблемы формирования гидрогеологических аномалий в разрезе земной коры. - Известия BУ3oв, геология и разведка, № 11, 1990, c.76-82 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_048.pdf). Здесь объясняется природа связей пластовых давлений с геотектоническими, геодинамическими и деформационными процессами в земной коре.

Гидродинамические аномалии (ГДА) пластовых флюидов, как и гидрохимические аномалии (ГХА) следует связывать с прямым или опосредованным влиянием геотектонического фактора, в чем легко (убедиться даже при простом перечислении существующих взглядов на механизм формирования ГДА [9]. Так, одной из возможных причин
возникновения СГПД считают геостатическое давление, обеспечивающее выжимание флюида в коллекторы при прогрессирующем прогибании ложа осадочного бассейна, т. е. влияние колебательных движений земной коры на гидродинамический режим пластовых геофлюидов.
Рассматривая вертикально-миграционный механизм формирования ГДА [9] отмечают, что СГПД — результат вертикальных восходящих притоков глубинных (мантийных) сжатых флюидов в толщу осадочного чехла, т. е. идет передача давления жидкости из более глубоких
водонапорных зон. Реализуется этот механизм во время этапов активизации земной коры через прямое воздействие тектонических деформаций (посредством трещиноватости) на повышение проницаемости и гидродинамической связи осадочного чехла с подкоровыми зонами земли.
Представления о формировании ГДА в результате перемещения замкнутых пластов на более высокие гипсометрические отметки [6] не вызывают сомнений в тектонической природе этого процесса. Указанное в одинаковой степени относится и к представлениям о СГПД как о функции тектонически напряженного состояния горных пород [3] и складкообразовательных движений [7].
На современном этапе за физическую основу модели формирования ГДА можно принять представления о напряженно-деформационном состоянии земной коры и об инъекционных источниках ГДА. В первом случае образование ГДА связывается с тектонически-напряженным состоянием земной коры и объясняется передачей тектонических напряжений и деформаций пород на пластовые флюиды (связь с зонами сжатия). В условиях практической несжимаемости жидкостей величина аномальности пластовых геофлюидов должна быть пропорциональна
величине тектонического стресса. Во втором случае формирование ГДА связывается с инъекцией высоконапорных (пережатых) флюидов в проницаемые зоны земной коры (связь с зонами растяжения). В рамках последней гипотезы причиной формирования ГДА служат глубинный привнес в осадочный чехол газонасыщенных флюидов и пьезоконвекционная природа сопутствующих им гидродинамических аномалий [1].
Общие обязательные условия существования ГДА пластовых геофлюидов для рассматриваемых физических моделей: 1) герметичность покрышки над залежью для предотвращения прорыва флюидов и стравливания ГДА; 2) латеральная изолированность резервуара, затрудняющая гидродинамическую связь (рассеивание) зоны ГДА с областью фоновых давлений. Необходимое условие для модели инъекционного механизма формирования ГДА — проницаемость разреза снизу (связь осадочного чехла с подкоровыми зонами). В обоих случаях механизм передачи ГДА пластовыми геофлюидами должен иметь периодическую повторяемость (пульсирующая система), компенсирующую снижение ГДА за счет диффузии, и характеризоваться молодостью
процесса, контролирующего формирование ГДА. С учетом сказанного, формирование ГДА следует объяснять высокоактивными, тектонически напряженными и деформированными проницаемыми зонами в малопроницаемых нижних этажах осадочного чехла и фундамента НГБ, а также с верхними стратиграфическими комплексами, перекрытыми надежными флюидоупорами. География распространения ГДА подтверждена в [1, 3, 7 и др.], для Мангышлака эта связь доказана (рис. 1).
Теоретические расчеты показывают, что напряженное состояние вмещающих пород не является генетическим критерием прогнозирования ГДА пластовых геофлюидов. Передача тектонических напряжений в компетентных слоях осуществляется через скелет породы, а не через насыщающий флюид. Более того, на этапе хрупкого разрушения (закритическая область) происходит приращение объема деформируемых пород. Явление разуплотнения (отрицательной дилатансии) экспериментально доказано, при этом максимальное увеличение объема пород за счет касательных напряжений составляет 1,41 раза. Приращение объема пород должно привести к снижению давлений в замкнутых гидродинамических системах. Эмпирически установлена функциональная зависимость между коэффициентом проницаемости (Кпр) и остаточным увеличением объема (∆ V/V)ост  горных пород, которая показывает, что с увеличением (∆ V/V)OCT соответственно возрастает и Кпр. Некоторые исследователи характеризуют условия прогрессирующей эвакуации пластовых флюидов из зон тектонического сжатия посредством последовательных гидроразрывов, что затрудняет концентрацию упругой энергии флюидов. Связь ГДА с высоконапряженными зонами может быть только опосредованной, т.е. через их повышенную проницаемость.

Подробнее см. цитируемую статью.
Для убедительности прилагаю график зависимости Кнг пластовых давлений от градиента амплитуд неотектонических движений для месторождений и разведочных площадей Южного Мангышлака.