Нетрадиционные источники УВ: генезис, закономерности, методы прогноза, поисков и освоения > Нефтегазоносность кристаллического фундамента
Фундаментная нефть: от мифов к реальности
Шевченко Николай Борисович:
--- Цитата: Тимурзиев А.И. от Июня 03, 2013, 11:23:56 am ---... Думаю сделать подборку статей по тематике "Нефтегазоносность фундамента", участвуйте, если есть мысли.
--- Конец цитаты ---
Есть где-то опубликованный доклад о перспективах поиска месторождения нефти (условное название "Белый поросенок") в фундаменте Среднеазовского поднятия на Азовском море.
Поищу в своем архиве. По Каневско-Трахтемировскому объекту ещё не готов, в работе.
:)
Шевченко Николай Борисович:
http://www.disserr.com/contents/276193.html
Буй Минь Куанг. Совершенствование технологии ограничения водопритоков скважин трещиноватых коллекторов фундамента месторождения "Белый тигр" : социалистическая Республика Вьетнам : диссертация ... кандидата технических наук : 25.00.17 / Буй Минь Куанг; [Место защиты: Ин-т проблем трансп. энергоресурсов]. - Уфа, 2008. - 132 с. : ил. РГБ ОД, 61:08-5/127
"Сравнительный анализ основных свойств пластовой нефти фундамента показывает, что в пределах от кровли фундамента до глубоких его зон, охватывающих диапазон исследования глубинных проб пластовой нефти от абсолютной глубины (3086 м) до 4495 м, наблюдается тенденция дифференциации свойств пластовой нефти по глубинам.
Плотность сепарированной нефти колеблется в пределах от 824 до 836,0 кг/м3. •
По сравнению с большинством природных нефтей мира, пластовые нефти месторождения "Белый Тигр" можно охарактеризовать как имеющее среднее газосодержание (от 29 до 290,1 стм /т), маловязкие (вязкость в пластовых условиях не более 2,96 МПа с), средней плотности (плотность сепарированной нефти при 20 С от.823,2 до 879,2 кг/м ).
Замеренные значения пластовых температур нефти объектов показывают, что температурный градиент в пределах залежи фундамента имеет значительную особенность. Из-за большой теплопроводности гранитов значение температурного градиента ниже по сравнению месторождения "Белый Тигр", он равен 2,38° С на 100 м глубины."
Имеем примерный перепад температур от 70С до 110С градусов... Температура кипения будет несколько выше за счёт литостатического давления... Легкие фракции выкипают и конденсируются в верхней части массивной залежи?..
Если не ошибся, то будет "наблюдается тенденция дифференциации свойств пластовой нефти по глубинам".
Кипение и конденсация легкокипящих фракций нефтяного флюида в месторождении - как один из факторов уменьшающих пластовое давление относительно гидростатического.
Термоусадка не совсем то, а вот внутрирезервуарная конденсатная модель будет ближе к телу.
:)
Шевченко Николай Борисович:
Вот если бы Константин Любнардович небыл бы так зациклен, то как специалист по газогидродинамике и разработке месторождений вполне мог бы просчитать данную модель образования дефицита внутрирезервуарного давления в месторождении и сказать реальна ли она.
;)
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
C Любнардовичем Вы сами, Николай, я, увольте, наобщался, желание отбито напрочь.
5-й номер вышел, смотрели?. Разместил новую байку от Степана Сергеева: Пусть будет по Менделееву! (http://deepoil.ru/index.php/2012-04-05-09-09-22?start=1).
Николай, работы вьетнамских товарищей по Белому Тигру, кроме как ссылок на фактические данные, ничем полезны не могут быть. Они там поголовно органики, понятно, учились в основном в Губкинском институте (в Баку).
Любая модель образования дефицита внутрирезервуарного давления в залежи далека от реальности. Невозможно учесть все факторы, хотя попытаться можно. Нужно учитывать усадку нефтей, сжимаемость флюидов, газов, пород, порового пространства и трещинной среды. Вы знаете, что все, сколь-нибудь крупные месторождения в процессе разработки образуют на поверхности деформационные воронки, просадка грунта может достигать нескольких метров (6-8 м и более, примеры: Тенгиз, Гронинген, Экофиск, др.). В пересчете на моделирование таких тонких вещей, как сжимаемость жидкости, прочее, этот фактор перекрывает все. Это объясняет, почему эффект дефицита внутрирезервуарного давления в залежи нельзя рассматривать движущим механизмом нисходящей миграции. Природа не терпит пустоты, выработанные запасы нефти не образуют в недрах пустоты, а мгновенно за счет деформационного перераспределения горных пород (вплоть до обрушения сводов) восстанавливают свойственную для данного горного давления упаковку зерен и текстуру породы. В гранитах и карбонатах этот процесс обеспечивается за счет смыкания и соединения берегов трещин.
Шевченко Николай Борисович:
Уже скачал и читаю статьи из 5-го номера.
Ахмет Иссакович, "органики" уже около десятка нисходящих моделей предложили для впихивания невпихуемого.
Надо им отвечать тем же, создавать более обоснованные альтернативные модели создания дефицита давления в резервуаре.
Внутрирезервуарная конденсатная модель как одна из мне понравилась, температурный перепад позволяет. Выдержана в духе трансмагматической (сквозьмагматической) миграции Коржинского и в какой то степени развивает эту идею дальше - транснефтяную миграцию легкокипящих фракций через сырую нефть в резервуаре.
:)
Видел как-то фотки полузатонувшей из-за просадки грунта морской платформы на месторождении Экофиск. Жуткое зрелище.
Отличный контраргумент против моделей нисходящей миграции.
Навигация
Перейти к полной версии