Происхождение нефти газа: от теории происхождения к технологиям поисков > Теоретические вопросы происхождения нефти
Нефть неорганическая VS органическая, аргументы за и против
Карпов Валерий Александрович:
Простите, Ахмет Иссакович, попытался честно прислушаться к себе, к сожалению, «прослушка» показала: инверсии в моем мышлении не произошло. :)
Я, как и ранее, считаю, что наличие признаков молодой тектонической инверсии - повод не доверять антиклинальной теории, и необходимо ранжировать все структуры (антиклинальные и прочие) и в поисково-разведочный процесс включать не все структуры, а лишь:
- древние и длительно унаследованно развивающиеся поднятия;
- структуры, претерпевшие инверсию, могут быть перспективны лишь при определенных условиях: оптимальном соотношении доинверсионных и постинверсионных параметров, тяготея к участкам неотектонически активным, к участкам активным и на современном этапе развития.
Почему я считаю, что можно абстрагироваться от генезиса УВ (не ссылаясь на Н.А.Кудрявцева и В.Б.Порфирьева)?
В моем понимании, при наличии и перед инверсией (молодой) уже был сформирован свой «рисунок» развития первичных и вторичных скоплений (и «осадочных», и «глубинных»), который в момент инверсии распался. Сложилась уже иная мозаика: скопления стали «вторичными», уже независимо от генезиса УВ.
Особенно хорошо это видно на примере Припятского прогиба:
На ¼ части его нефть найдена в пределах предпермских положительных структур (древних, раннего заложения, длительно унаследованно развивавшихся, -север прогиба), на остальной территории (3/4 – центр и юг)), после инверсии в пермо-триасе – в структурных условиях, обладающих свойствами оптимального соотношения предпермского плана и современной структуры. И плотность открытых запасов здесь гораздо меньше, чем на севере.
(В.А.Карпов. О некоторых факторах, влияющих на формирование нефтяных залежей в центральной части прогиба. Прогноз нефтегазоносности и направления поисков нефтяных месторождений в Припятском прогибе.Мн.,1976,БелНИГРИ,с.177-179.
В.А.Карпов. Условия формирования скоплений углеводородов в центральной и южной частях Припятского прогиба. Нефтегазовая геология и геофизика,№6/1982, с.12-14.
Карпов В.А., Колдашенко Т.В., Черевко Т.А. Перспективы нефтегазоносности девонских отложений южной части Припятского прогиба // Нефтегазоносность западных районов Европейской части СССР. М., ВНИГНИ. 1986. С. 46–53.
В.А.Карпов О некоторых особенностях связи соле- и нефтегазонакопления.
Отечественная геология.№4/14.с.65-69.)
Признаки подобного (но в меньшем масштабе) можно увидеть и в З.Сибири.
(Карпов В.А. Состояние и перспективы развития нефтегазопоисковых работ в Западной Сибири. Геология нефти и газа. 2012, №3.с.2-6.)
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, да и не спорю я лично с Вами, Вы не хотите ни чему учиться - это стало давно очевидным фактом (по характеру Вашей дискуссии), довольствуетесь освоенными Вами догмами, а от всего остального отмахиваетесь. Понятно, я для Вас не авторитет и зачем ко мне прислушиваться. Однако нас читают и слушают другие участники форума, так вот на примере дискуссии с Вами, я показываю им аргументы в пользу абиогенного генезиса УВ и вытекающие из этого практические следствия.
Если бы Вы читали из того, на что я ссылаюсь при своей аргументации (тем более прилагаю электронные ссылки и материалы эти доступны, в отличие от Ваших, которые нужно искать в библиотеках, что согласитесь, не очень удобно), Вы бы хотя бы задумывались, а не так безапелляционно парировали бы мне, будто Ваше знание по опыту работы в ДДВ - суть последняя инстанция. Позволю себе отослать Вас к работе Б.П.Кабышева (4. Кабышев Б.П. О связи нефтегазоносности с неотектоническими движениями на древней платформе. – Геология нефти и газа, №2, 1985, с.3-8), который будет более убедителен в споре с Вами и на цифрах покажет несостоятельность Ваших аргументов.
Материал приводится из статьи: Тимурзиев А.И. Новейшая тектоника и нефтегазоносность Запада Туранской плиты. - Геология нефти и газа, №1, 2006, c.32-44 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_26.pdf).
ДДВ. Приведем пример необоснованного отрицания связей нефтегазоносности с неотектоническими движениями [4]. Б.П.Кабышев говорит об этом так: «… анализ связей неотектонических признаков с нефтегазоносностью в условиях ДДВ не подтверждает их причиной зависимости» (стр.6). Допуская «некоторое влияние, неотектонической активности зон и структур на размещение залежей нефти и газа в негенерирующих продуктивных комплексах» верхней части разреза осадочного чехла (нижняя пермь – верхний карбон, верхняя пермь, триас, юра), Б.П.Кабышев утверждает, что «никакого влияния неоген-четвертичных движений не отмечается в размещении первичных залежей УВ в генерирующем продуктивном комплексе нижнего карбона» (стр.8 ).
Не вдаваясь в вопросы генезиса УВ заметим, что «первичные залежи УВ в генерирующем продуктивном комплексе нижнего карбона» по [4] содержат лишь 27 % разведанных запасов УВ региона, в то время как вторичные залежи нефти и газа нижнепермско-верхнекаменноугольного комплекса, образовавшиеся в результате вертикальной миграции из нижележащих питающих комплексов», содержит 67,3 % разведанных запасов УВ ДДВ. По отношению к этим 67,3 % запасов УВ автор допускает «некоторое влияние неотектонической активности...».
Что касается меры этого влияния, Б.П.Кабышев утверждает «...запасы УВ не тяготеют к каким-либо определенным неотектоническим зонам или объектам, они рассредоточены по всей территории ДДВ, за исключением малоперспективной по геологическим причинам крайней северо-западной части» (стр.5). Здесь Б.П.Кабышев отрицает очевидные факты. А именно, согласно [4], если в верхневизейско-серпуховском продуктивном комплексе нижнего карбона, содержащем 27 % разведанных запасов УВ региона, наибольшая часть запасов УВ приурочена к структурам с амплитудой неоген-четвертичных движений 80-140 м и с градиентом этих движений 2-6 м/км, то в нижнепермско-верхнекаменноугольном комплексе, содержащем 67,3 % разведанных запасов УВ, соответственно 100-160 м и 3-8 м/км. То есть, налицо повышение, как стратиграфического интервала локализаций, так и абсолютных запасов УВ региона с увеличением активности НТД.
Что более важно в аспекте нашей аргументации, так это то, что 94,3% запасов УВ ДДВ (абсолютное большинство) сконцентрировано в узком, строго фиксированном интервале амплитуд и градиентов амплитуд НТД, характеризующими средние значения активности НТД (Табл.2). Недостающие 5,7 % запасов приходятся на девонский комплекс со значениями амплитуд 30-80м и градиентами амплитуд 1-2м/км.
Для окончательного суждения достаточно сопоставить эту таблицу (Табл.2) с нашей таблицей (Табл.1), и сделать вывод по существу вопроса: распределение запасов УВ по залежам в пределах ДДВ подчинено установленному автором закону, имеет количественное выражение и может служить инструментом прогноза стратиграфической локализации запасов УВ в разрезе прогнозируемых структур.
Для всех проанализированных НГБ нами установлен единый закон, определяющий пространственное размещение скоплений УВ в переходных, промежуточных между максимальными и минимальными амплитудами зонах нефтегазоносных бассейнов, со средними значениями градиентов амплитуд и скоростей неотектонических движений.
Таким образом, Валерий Александрович, все древние структуры без признаков неотектонической (современной) активизации являются бесперспективными и пустыми в силу того, что нефть в них до новейшего времени не поступала, потому что формирование всех месторождений мира происходило единовременно в позднекайнозойское - современное время (ссылаемся на В.Б.Порфирьева и свой личный опыт, ссылки я приводил ниже).
Ваша аргументация по ДДВ очень запутана и не понятна, попытайтесь сопоставить свои рассуждения с цифрами, приведенными Б.П.Кабышевым и возразите ему, я же с Вами поспорю по Западной Сибири, опять же на цифрах, а не голословно, но это уже позже, если не возражаете.
Вопрос крайне важный, Валерий Александрович, потому что согласно Вашим представлениям и не только Вашим, а всего органического сообщества, Вы дезорганизуете поисково-разведочный процесс, неправильно его направляете и работаете, в конечном счете, со столь низкой эффективностью.
Карпов Валерий Александрович:
Да, Ахмет Иссакович, кое-что в меня вбито прочно, и особенно: необходимость проверять и перепроверять факты, на основе чего делаются далеко идущие выводы. Но я вполне восприимчив ко всему новому (как мне кажется).
И Вы для меня авторитет. Большой, но но непререкаемый (я же надеюсь, что на это Вы не претендуете?)
ДДВ - это не совсем Припятский прогиб. И продуктивные комплексы там разные, и критерии оценки не совпадают один к одному.
Связь неотектоники с нефтегазоносностью очевидна, но стоит воздержаться от введения этого в абсолютизм, ИБО, Ахмет Иссакович, все древние структуры в Припятском прогибе (даже без признаков неотектонической (современной) активизации) являются перспективными и нефтеносными , потому что формирование всех месторождений здесь на предпоследнем этапе происходило в допермское время.
Моя аргументация по Припятскому прогибу (не по ДДВ) строится на фактах, и многим достаточно понятна. Жду критики по Западной Сибири.
Категорически согласен с Вами, что вопрос крайне важный, и органическое сообществ тут вообще не причем.
Хотелось бы увидеть примеры, как Вы организуете поисково-разведочный процесс, его направляете и работаете, в конечном счете, достигая высокую эффективность.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
ДДВ - это не совсем Припятский прогиб, но, Валерий Александрович, с нефтегазоносностью там все тоже самое. Неотектонически пассивные районы там бесперспективны, как Вы этого не могли не знать, сужу по работам Багдасаровой, Сидорова.
Валерий Александрович, древний возраст структур вводит Вас в заблуждение относительно возраста связанных с ними месторождений, доказывать не буду, не владею материалом, я там не работал, но выводам Б.П.Кабышева и работам Сидорова по Припятскому прогибу доверяю, а ДДВ не сильно отличается от Припятского прогиба, ни в смысле геологии, ни в смысле нефтегазоносности, особенно законов, регулирующих нефтегазоносность недр.
Вы пишите, что Ваша аргументация по Припятскому прогибу строится на фактах, но в ней нет сопоставления разведанных запасов по разрезу и по площади с количественными параметрами неотектогенеза, а без этого Вы не можете отрицать универсальность моих выводов (абсолютизм неотектоники, как критерия нефтегазоносности).
И, потом, не все древние структуры в Припятском прогибе (даже без признаков неотектонической (современной) активизации) являются перспективными и нефтеносными, потому что формирование всех месторождений здесь на предпоследнем этапе происходило не в допермское время, а в неоген-четвертичное время (здесь есть над чем поразмыслить).
Источник: Бескопыльный В.Н. Основы геологии и нефтегазоносности Беларуси
Карпов Валерий Александрович:
ДДВ - это не совсем Припятский прогиб, но, Валерий Александрович, с нефтегазоносностью там все тоже самое.
Есть все-таки принципиальные отличия. Потому приемы, критериии ведения ГРР в ДДВ не могли (и не смогли) в свое время применить в Припятском прогибе.
Неотектонически пассивные районы там бесперспективны,
как Вы этого не могли не знать, сужу по работам Багдасаровой, Сидорова.
Багдасарова, Сидоров занимались изучением современных тектонических движений. И их результаты мной использованы в качестве аргументации существования тектоноблендера.
Валерий Александрович, древний возраст структур вводит Вас в заблуждение относительно возраста связанных с ними месторождений, доказывать не буду, не владею материалом, я там не работал, но выводам Б.П.Кабышева и работам Сидорова по Припятскому прогибу доверяю, а ДДВ не сильно отличается от Припятского прогиба, ни в смысле геологии, ни в смысле нефтегазоносности, особенно законов, регулирующих нефтегазоносность недр.
Установлено, что все нефтеконтролирующие структуры существовали в предпермское время, после этого имел место инверсионный тектонический режим в центре и на юге прогиба, «угробивший» ту картину, которая сохранилась на севере его и где открыто большинство месторождений (что и видно на представленной Вами карте). Этому были посвящены соответствующие статьи и дис.работа.
Вы пишите, что Ваша аргументация по Припятскому прогибу строится на фактах, но в ней нет сопоставления разведанных запасов по разрезу и по площади с количественными параметрами неотектогенеза, а без этого Вы не можете отрицать универсальность моих выводов (абсолютизм неотектоники, как критерия нефтегазоносности).
Не могу. Пока.
И, потом, не все древние структуры в Припятском прогибе (даже без признаков неотектонической (современной) активизации) являются перспективными и нефтеносными, потому что формирование всех месторождений здесь на предпоследнем этапе происходило не в допермское время, а в неоген-четвертичное время (здесь есть над чем поразмыслить).
На основании чего сделан такой вывод?
Навигация
Перейти к полной версии