Нефть неорганическая VS органическая, аргументы за и против

[Шевченко Николай Борисович]

http://www.americantraditions.org/Articles/Are%20Coal,%20Natural%20Gas,%20and%20Crude%20Oil%20Really%20Fossil%20Fuels%20and%20Is%20There%20Really%20Any%20Shortage%20of%20Oil.htm

Are Coal, Natural Gas, and Crude Oil Really "Fossil Fuels"?
and
Is There Any Real Shortage of Oil?

© O. R. Adams Jr. 2011

The Peak Oil Theory was largely the invention of geophysicist M. King Hubbert, with his prediction "that the fossil fuel era would be of very short duration." He originally published a world production curve on the theory in 1956, using the prediction that the world oil production would peak in 1970. That prediction of course proved to be quite untrue, but that does not stop those who want to shut down our oil production. They just revise it when facts force them to, and continue with the theory and their efforts to shut down our oil production as much as possible. Below is a plot of the curve from the Hubbert website, indicating revision over the years.[3] 

 

[Шевченко Николай Борисович]

http://www.geoscience.co.uk/assets/file/Reservoirs%20in%20Fractured%20Basement%20Ver%2011.pdf

GeoScience Limited
HYDROCARBON PRODUCTION FROM FRACTURED
BASEMENT FORMATIONS

INTRODUCTION
This is a compilation of public - domain information about commercial hydrocarbon reservoirs
in fractured crystalline basement formations from approximately 30 different countries. 
Alth ough basement reservoir plays have been exploited for decades, since the mid
- 90’s there  has been increasing interest and exploitation due to a number of factors working together. These include the impetus derived from major discoveries in Vietnam and Yemen;  the advent of new downhole tools (especially borehole image logs and full waveform sonic logging), seismic techniques (eg shear - wave attributes) and sophisticated drilling methods;
and the arrival of elevated oil prices to allow re - appraisal of basement projects previously
discounted as difficult or ‘uneconomic’.
Perhaps the best known basement reservoir examples are offshore Vietnam, where the Cuu
Long Basin comprises 95% of the country’s hydrocarbon production and 85% of this value
comes from the frac tured granitic basement, and in the Yemen (e.g. DNO in Block 43, Nexen
in Block 14, Total in Block 10, and OMV in Block S2). Other significant discoveries have been
made in Argentina at the Cuyo Field and the Neuquen Field, both producing from fractured
vo lcanics.

 

[Шевченко Николай Борисович]

https://geors.ru/media/pdf/12_Trofimov.pdf

Трофимов В.А. Кардинальное решение вопроса повышения нефтеотдачи «старых» месторождений – добыча нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов. Георесурсы. № 4(54). 2013. С. 65-67.

Аннотация
В статье приводится краткая аргументация наличия под каждым нефтяным месторождением нефтеподводящего канала (каналов), по которым происходит подток глубинных углеводородных флюидов, обеспечивающих современную подпитку месторождений. На этой основе предлагается принципиально новый способ добычи – отбор нефти непосредственно из этих каналов. Рассматривается технология их вскрытия и один из вариантов системы добывающих и вспомогательных горизонтальных скважин.

 

[Шевченко Николай Борисович]

https://geors.ru/media/pdf/JGR_54712_p19-23.pdf

V.A. Krayushkin.
True origin, structure, size and
distribution of the global oil and gas potential

The paper is considered with the question of oil and gas
abiogenic synthesis, the origin and distribution of oil and gas
potential on our planet. The article provides an overview of the
giant fields and industrial oil and gas accumulations in the crystalline
basement rocks all around the world. Based on the analysis of
issued data, a deep abiotic oil and gas origin is reasoned.
Keywords
: abiogenic oil and gas, hydrocarbons genesis, giant
fields, gas-hydrates, cryptoexplosion structure, crystalline basement

 

[Карпов Валерий Александрович]

https://geors.ru/media/pdf/12_Trofimov.pdf

Трофимов В.А. Кардинальное решение вопроса повышения нефтеотдачи «старых» месторождений – добыча нефти непосредственно из нефтеподводящих каналов. Георесурсы. № 4(54). 2013. С. 65-67.

Аннотация
В статье приводится краткая аргументация наличия под каждым нефтяным месторождением нефтеподводящего канала (каналов), по которым происходит подток глубинных углеводородных флюидов, обеспечивающих современную подпитку месторождений. На этой основе предлагается принципиально новый способ добычи – отбор нефти непосредственно из этих каналов. Рассматривается технология их вскрытия и один из вариантов системы добывающих и вспомогательных горизонтальных скважин.

 

Канал - тектоноблендер?
(См. Перспективы выявления новых залежей нефти в пределах и вблизи старых месторождений. Нефтяное хозяйство, №3/2012,20-23., http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2012/4_geofizicheskiy_servis_kak_stat_liderom_/.

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Канал - питающие разломы (ветвящаяся кронообразная система оперения от стволовых участков глубинных разломов), сохранившие связи с очаговыми зонами глубинного нефтегазообразования.

Мы работаем с такими объектами, бурим непосредственно в зоны питания и получаем дебиты нефти до 1000 тн/сут и более (для терригенных коллекторов Западной Сибири - это фантастика).
А в отношении методики поисков можно привести следующие соображения:

"О методологии поисков нефти. Направляемая гипотезой ОМП нефти, практика поисковых работ заплатила неисчислимыми издержками за свое некритическое отношение к руководящей теории. Как было показано, успешность открытий (доля выявленных месторождений от опоискованных структур) колеблется для различных НГБ мира на уровне 30 (±20)% и никакой прогресс технологий не приводит к его росту. Причины этого кроятся в методологии поисков нефти, определяемой господствующей гипотезой ОМП нефти. Снижение успешности поисков во всем мире нельзя объяснять оскудением недр, одновременно открываются крупные и гигантские месторождения нефти и газа. На фоне безудержного роста цен на нефть и предсказываемого энергетического кризиса изменить положение дел без смены парадигмы поисков нефти невозможно. Для старых районов нефтедобычи это вопрос жизни и смерти. Итак, куда двигаться, и на основе каких ориентиров? Сформулируем основные положения, позволяющие вывести практику поисков из тупика, куда она загнана руководящей теорией ОМП нефти.

Но прежде следует отметить, что в соответствии с четырьмя необходимыми условиями (генетическими критериями) формирования залежей нефти (генерация, миграция, аккумуляция, консервация), может быть реализовано четыре парадигмы поисков нефти. Современная практика поисков основана на антиклинальной парадигме Абиха, эксплуатирующей критерий «аккумуляция». И смысл ее сводится к поиску и тестированию по описанному ниже алгоритму ловушек УВ (преимущественно антиклинального типа), обеспечивающих аккумуляцию УВ при прочих благоприятных условиях (соблюдение трех других необходимых условий нефтегазонакопления: генерация, миграция, консервация). Соответственно могут быть приняты на вооружение и реализованы еще три парадигмы поисков нефти, основанные на научном и техническом решении вопросов картирования очагов генерации УВ, каналов миграции УВ и условий консервации (сохранности) залежей нефти и газа.
Развиваемая нами парадигма поисков нефти основана на решении вопроса выявления каналов поступления УВ из глубинных очагов генерации в ловушки различного типа и опоискование их. Для принятия технологических решений необходимо знакомство с теоретическими основами парадигмы".

Ссылка: Тимурзиев А.И. Современное состояние практики и методологии поисков нефти. - Доклады Международной научно-практической конференции «Актуальные проблемы поздней стадии освоения нефтегазодобывающих регионов». Казань, КГУ, 2008, с.393-398 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_101.pdf).

[Карпов Валерий Александрович]

Канал - питающие разломы (ветвящаяся кронообразная система оперения от стволовых участков глубинных разломов), сохранившие связи с очаговыми зонами глубинного нефтегазообразования.

Мы работаем с такими объектами, бурим непосредственно в зоны питания и получаем дебиты нефти до 1000 тн/сут и более (для терригенных коллекторов Западной Сибири - это фантастика).

Можно уточнить, Ахмет Иссакович: "...бурим непосредственно в зоны питания..." или в зоны аккумуляции?

[Шевченко Николай Борисович]

Канал - питающие разломы (ветвящаяся кронообразная система оперения от стволовых участков глубинных разломов), сохранившие связи с очаговыми зонами глубинного нефтегазообразования.

Мы работаем с такими объектами, бурим непосредственно в зоны питания и получаем дебиты нефти до 1000 тн/сут и более (для терригенных коллекторов Западной Сибири - это фантастика).

Можно уточнить, Ахмет Иссакович: "...бурим непосредственно в зоны питания..." или в зоны аккумуляции?

Как один из вариантов.
http://unconventionaloilrussia.com/ru/novosti/bazhenovskaya-svita-v-poiskah-bolshoj-slancevoj-nefti-na-verhnem-salyme/

«Взлом кода Баккена» в США

Открытие Финдли состояло в следующем. В нескольких милях от Сиднея (штат Монтана) в формации Баккен он обнаружил слой доломита между двумя слоями сланцев (рис.1). Позже в других районах был обнаружен тонкозернистый песчаник с высоким содержанием карбонатного материала [36]. В обоих случаях эти породы обладали недостаточными для разработки фильтрационно-емкостными свойствами. Общеизвестно, что доломит и песчаник при наличии пустот являются хорошими коллекторами для нефти. Теория Финдли была предельно проста: если в доломит пробурить скважину и создать систему трещин в правильном направлении, то он станет резервуаром для нефти, который будут питать окружающие его нефтематеринские сланцы. Финдли надеялся, что в отличие от других методов, этот подход сделает добычу нефти из огромной формации Баккен рентабельной.

 

[Карпов Валерий Александрович]

Канал - питающие разломы (ветвящаяся кронообразная система оперения от стволовых участков глубинных разломов), сохранившие связи с очаговыми зонами глубинного нефтегазообразования.

Мы работаем с такими объектами, бурим непосредственно в зоны питания и получаем дебиты нефти до 1000 тн/сут и более (для терригенных коллекторов Западной Сибири - это фантастика).

Можно уточнить, Ахмет Иссакович: "...бурим непосредственно в зоны питания..." или в зоны аккумуляции?

Как один из вариантов.
http://unconventionaloilrussia.com/ru/novosti/bazhenovskaya-svita-v-poiskah-bolshoj-slancevoj-nefti-na-verhnem-salyme/

«Взлом кода Баккена» в США

Открытие Финдли состояло в следующем. В нескольких милях от Сиднея (штат Монтана) в формации Баккен он обнаружил слой доломита между двумя слоями сланцев (рис.1). Позже в других районах был обнаружен тонкозернистый песчаник с высоким содержанием карбонатного материала [36]. В обоих случаях эти породы обладали недостаточными для разработки фильтрационно-емкостными свойствами. Общеизвестно, что доломит и песчаник при наличии пустот являются хорошими коллекторами для нефти. Теория Финдли была предельно проста: если в доломит пробурить скважину и создать систему трещин в правильном направлении, то он станет резервуаром для нефти, который будут питать окружающие его нефтематеринские сланцы. Финдли надеялся, что в отличие от других методов, этот подход сделает добычу нефти из огромной формации Баккен рентабельной.

 

Да и бажен продуктивен там, где развиты карбонаты и силициты и есть инвертный тип природного резервуара (Об особом типе природного резервуара УВ в баженовской свите Западной Сибири   “Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений”. ВНИИОЭНГ. №8/13,С.28-34.; http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2013/3_razvitie_rynka_obektov_nedropolzovaniya/)

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Уточняю,  Валерий Александрович, бурение ведется на основе разработанного нами структурно-деформационного критерия. Работы опубликованы, можно ознакомиться с теоретическими предпосылками и технологическими решениями:

1. Тимурзиев А.И. Картирование очагов скрытой разгрузки глубинных флюидов - технология прямого прогноза нефтегазоносности верхней части земной коры – Девятые геофизические чтения имени В.В.Федынского. Тезисы докладов. 1-3 марта 2007. Москва, 2007, с.31 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_37.pdf).

2. Тимурзиев А.И. Структура проницаемости земной коры и технологическое решение проблемы картирования очагов локализованной разгрузки глубинных флюидов – Тезисы докладов Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Теоретические и прикладные аспекты». М., ГЕОС, 2007, с. 238-239. (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_40.pdf).

3. Тимурзиев А.И. От технологии поисков локальных структур к новой парадигме прямых поисков нефти – Тезисы докладов Всероссийской конференции «Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. Теоретические и прикладные аспекты». М., ГЕОС, 2007, с. 239-240 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_41.pdf).

4. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора (на примере месторождения Белый Тигр) – Геофизика, №3, 2008, с. 41-60 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_78.pdf).

5. Тимурзиев А.И. Структура проницаемости земной коры и технологическое решение проблемы картирования очагов локализованной разгрузки глубинных флюидов в осадочном чехле. Экспозиция нефть-газ. 2Н (08) апрель 2010, с.14-19 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_75.pdf).

6. Тимурзиев А.И. Структурно-тектонические условия, контролирующие продуктивность скважин на месторождениях Западной Сибири, осложненных сдвигами. - Геология, геофизика и разработка нефтегазовых месторождений. 2010. № 8, с.20-33 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_79.pdf).

7.  Тимурзиев А.И. От теории труб дегазации П.Н.Кропоткина к технологии картирования очагов разгрузки глубинных флюидов. Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь. Тезисы докладов международной конференции, посвященной 100-летию со дня рождения академика П.Н.Кропоткина. 18-22 октября 2010. - М.: ГЕОС, 2010, с.567-570 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_98.pdf).

8. Тимурзиев А.И. Особенности контроля продуктивности скважин на месторождениях Западной Сибири, осложненных структурами горизонтального сдвига. – Нефтяное хозяйство, 2010, №10, с.76-80 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_54.pdf).

9. Тимурзиев А.И. Структурно-деформационные условия продуктивности скважин на месторождениях Западной Сибири, осложненных сдвиговыми деформациями. – Вестник ЦКР Роснедра, №5, 2010, с.47-59 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_77.pdf).

10. Тимурзиев А.И. Геомеханические условия деформации в зонах сдвигания: к обоснованию структурных признаков растяжения и проницаемости горных пород. – Вестник ЦКР Роснедра, №1, 2011, с.7-28 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_51.pdf).

11. Тимурзиев А.И. Практические результаты изучения фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Экспозиция нефть-газ. 2Н (14), 2011, с.33-40 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_66.pdf).

12. Тимурзиев А.И. Обоснование структурных признаков растяжения и проницаемости земной коры на основе изучения геомеханических условий деформации горных пород в зонах сдвига. - Горные ведомости, 2012, №9(100), с. 16-49 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/Timurziev_Theses_2012_9.pdf).

13. Тимурзиев А.И. Присдвиговая нефть: инновационные технологии поисков и разведки залежей нефти и газа Западной Сибири // – Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа. РГУ нефти и газа им. Губкина, №3, 2012 (3), с.14-19 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/Prisdvigovaya_neft_03-2012_indd.pdf).


Это далеко не полный список работ, хотя и не маленький, другие мои работы по этой тематике доступны в разделе "Мои труды" на авторской странице сайта: http://deepoil.ru/index.php/2012-03-30-14-12-45.

Не сочтите за саморекламу, но могу уже по опыту утверждать, что все что делается в этой части - есть практическое внедрение идей Глубинной нефти на основе флюидодинамического подхода и новой миграционной (в отличие от антиклинальной) парадигмы к поискам и разведке нефти. Доведенные до "технологии управления трещиноватостью", поиски и разведка осуществляются на основе работы с проницаемыми разломами, непосредственно питающими залежи. Об эффективности этого подхода свидетельствует как 100% успешность бурения моих скважин (все пробуренные из более чем 500 рекомендованных в ЗС за последние 5-7 лет), так и феноменальные дебиты по этим скважинам (1000 тн/сут - не предел).

[Карпов Валерий Александрович]

Цитата изhttp://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_37.pdf :
"Комплексный морфокинематический и тектонофизический анализ СГС позволяет определить генетический тип осложняющих их разломов, выполнить реконструкции напряженно-деформированного состояния (НДС) земной коры и оценить проницаемость различных систем трещин для миграции УВ при формировании залежей и фильтрации нефти к забоям скважин при их разработке. Реконструкции НДС служат основой для локализации очагов скрытой разгрузки УВ и геометризации резервуаров нефти и газа на теле СГС на поисково-разведочном этапе, прогнозирования параметров трещин при построении гидродинамической модели залежей УВ и проведении ГРП на этапе их разработки. Технология сейсморазведки 3Д обеспечивает переход к новой парадигме поисков нефти от подготовки локальных структур, как возможных ловушек УВ (статистическая вероятность их продуктивности не превышает 30%), к прямому прогнозу нефтегазоносности на путях (гидродинамических барьерах) вертикальной фильтрации УВ."

 Т.Е., бурим  в зоны аккумуляции (очаги скрытой разгрузки УВ)?

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Бурим ...на путях (гидродинамических барьерах) вертикальной фильтрации УВ. Последние могут иметь различный генетический тип.

[Тимурзиев Ахмет Иссакович]

Термодинамическая устойчивость мантийных углеводородов // Зубков B.C., Бычинский B.A., Карпов И.К., Степанов A.H. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА 02’2002
Ссылка: http://www.geolib.ru/OilGasGeo/2000/02/Stat/stat10.html

Abstract. Thermodynamic modeling of C-H and C-H-N-S-O systems by geobarotherms showed that heavy hydrocarbons (HH) under equilibrium conditions are stable in upper mantle and coexist with non-organic gases. With raising of mixed mantle fluid of mentioned composition along deep fault, at first a diamond is precipitated from this fluid, and then in the narrow zone of asthenosphere HH decomposition takes place accompanied by methane formation in C-H system with its nearest homologs, hydrogen and hydrogen-containing gases (CH4, NH3H, H2S, H2O) in C-H-N-S-O system. Graphite is simultaneously formed in this zone. In case of metastable raising of mantle fluid along deep fault, a passage of HH through energy barrier with maximum at the depth of approximately 60-118 km and their partial decomposition accompanied by oil and gas accumulations formation in the Earth's crust are possible. The performed calculations confirm that HH exist in upper mantle that follows from numerous and various empirical facts.

[Карпов Валерий Александрович]

Термодинамическая устойчивость мантийных углеводородов // Зубков B.C., Бычинский B.A., Карпов И.К., Степанов A.H. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА 02’2002
Ссылка: http://www.geolib.ru/OilGasGeo/2000/02/Stat/stat10.html

Abstract. Thermodynamic modeling of C-H and C-H-N-S-O systems by geobarotherms showed that heavy hydrocarbons (HH) under equilibrium conditions are stable in upper mantle and coexist with non-organic gases. With raising of mixed mantle fluid of mentioned composition along deep fault, at first a diamond is precipitated from this fluid, and then in the narrow zone of asthenosphere HH decomposition takes place accompanied by methane formation in C-H system with its nearest homologs, hydrogen and hydrogen-containing gases (CH4, NH3H, H2S, H2O) in C-H-N-S-O system. Graphite is simultaneously formed in this zone. In case of metastable raising of mantle fluid along deep fault, a passage of HH through energy barrier with maximum at the depth of approximately 60-118 km and their partial decomposition accompanied by oil and gas accumulations formation in the Earth's crust are possible. The performed calculations confirm that HH exist in upper mantle that follows from numerous and various empirical facts.

Изhttp://www.geolib.ru/OilGasGeo/2000/02/Stat/stat10.html

"Расчеты изменения DUоб эйкозана по геобаротерме показали, что на глубине 7-118 км существует энергетический барьер, который препятствует прохождению через него как восходящих, так и нисходящих потоков метастабильных УВ. В интервале 60-118 км этот энергетический порог достигает максимальной величины.
Можно предположить несколько возможных моделей прохождения через энергетический барьер нисходящих и восходящих потоков природных УВ (рис. 3). "

Нисходящие потоки природных УВ???!

[Шевченко Николай Борисович]

Нисходящие потоки природных УВ???!

Валерий Александрович, при моделировании химико-физических процессов учитываются по возможности все возможные варианты, в т.ч. и маловероятные.
По спорам и пыльце( палинологический анализ), наличию маломинирализованых подошвенных вод, пониженному содержанию металлов в нефти из фундамента и т.д. и т.п. этот нисходящий вариант не подтверждается фактическим материалом.