Происхождение нефти газа: от теории происхождения к технологиям поисков > Теоретические вопросы происхождения нефти

Происхождение нефти - разве это важно для практики нефтепоисков?

<< < (116/126) > >>

Карпов Валерий Александрович:

--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Ноября 10, 2017, 02:43:17 pm ---
--- Цитата: Карпов  Валерий Александрович от Ноября 10, 2017, 08:53:08 am ---
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Ноября 09, 2017, 08:52:02 pm ---Вы знаете, Валерий Александрович, обратной связи с компаниями практически не бывает. Вот СНГ, где Вы работали, там 99 моих скважин на Мытаяхе, попробуйте узнать, что с ними, бурятся, результаты.

--- Конец цитаты ---
Ахмет Иссакович! Это я уже видел. Документы свидетельствуют о Ваших успехах на традиционных землях, в традиционных стратиграфических комплексах. Речь идет о бурении там, где органик не станет бурить НИКОГДА. СНГ пока еще не пробурил ни одну Вашу скважину. Но еще раз уточню. Вам же должны они доложить в случае успеха?

--- Конец цитаты ---

Наивный Вы наш, Валерий Александрович, ну кто из нефтяников возьмется в степи бурить. Они вон даже по бажену работают исключительно в контуре известных месторождений, а Вы хотите, чтобы взялись бурить на фундамент, да еще на "не хоженных тропах". Вы извините, конечно, Валерий Александрович, мне не нужно "бурить там, где органик не станет бурить НИКОГДА", как Вы выразились, мне достаточно Вам указать, что сегодня массово бурят и открывают нефть там, где органикам в страшном сне и не снилось:

1. фундамент - "красная тряпка", "ахиллесова пята" органической теории - открыто около 500 м-ний в более чем 50 странах мира, суммарные разведанные запасы (не ресурсы) достигают 15% от общемировых (органики дезинформируют мировую общественность, замалчивая этот факт и утверждая, что 99% залегает в осадочных породах);

2. нефть глубоких горизонтов (ниже ГФН): только в Мексиканском заливе а глубинах от 6,1 км до 10,7 км намного ниже ГФН (ГЗН), согласно органической теории, открыто 54 месторождения с суммарными запасами 4,1-5,5 млрд.тн НЭ. Справка: Гигантское месторождение нефти Tiber (запасы 495 млн.т) открыто на глубине 10,7 км.



Приведу ряд новых ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПОВ ОБЪЕКТОВ И ТИПОВ ЗАЛЕЖЕЙ, определяющие новые нетрадиционные направления ГРР с традиционной (не ТРИЗЫ) нефтью:

1. Антиклинальная нефть (нефть антиклинальных ловушек ниже ГФН)
2. Неантиклинальная нефть (нефть неантиклинальных ловушек ниже ГФН)
3. Моноклинальная нефть (нефть моноклинальных склонов)
4. Синклинальная нефть (нефть синклинальных ловушек)
5. Фундаментная нефть (нефть в фундаменте ОБ)
6. Присдвиговая нефть (приразломная нефть)
7. Поднадвиговая нефть (нефть поднадвиговых автохтонов)
8. Горная нефть (нефть горно-складчатых областей)
9. Глубокозалегающая нефть (нефть глубоких горизонтов осадочного чехла до 20-30 км, ниже ГЗН)
10. Глубинная (коромантийная) нефть (нефть коромантийных волноводов, нефть СОХ и океанического базальтового слоя).

Уверяю Вас, Валерий Александрович, по большинству этих направлений органик даже замарачиваться не станет, его теория запрещает ему такие вольности. Вы знаете. например, что у нас в стране официально прогнозную оценку осуществляют до глубин 8 км, ниже нельзя, шкала катеагенеза не позволяет.

Но эти обозначенные 10 новых направлений - это реальные, с доказанной нефтегазоносностью типы объектов, определяющие новые нетрадиционные направления ГРР, по которым мы, неорганики даем положительные заключения и готовы включить их в область планирования и проведения ГРР. По ним нужно работать, к сожалению, я не экстрасенс и не предсказываю наличие м-ний силой своего ума, или еще каких там чакр, но я знаю как искать нефть, и мне неважно, где ее искать, нефть она и в Африке нефть, залегает и открывается согласно глубинным критериям и физическим законам нефтегазообразования и нефтегазонакопления, которые Вам органикам не ведомы.

--- Конец цитаты ---
Можно уточнить: Вы к кому обращаетесь, Ахмет Иссакович?

Карпов Валерий Александрович:

--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Ноября 10, 2017, 02:44:20 pm ---
--- Цитата: Карпов  Валерий Александрович от Ноября 10, 2017, 10:49:07 am ---
--- Цитата: Карпов  Валерий Александрович от Ноября 10, 2017, 10:01:41 am ---"Тема  этого  выпуска  журнала  «Недро-
пользование XXI век» сформулирована как «Задачи и проблемы воспроизводства запасов  полезных 
ископаемых», в связи с чем поставлен вопрос номера:
«Как вы оцениваете ситуацию с воспроизводством запасов? Что нужно сделать, чтобы ее улучшить?»
Как видим, вопросы сформулиро- ваны по классическим литературным образцам Герцена («Кто виноват») и
Чернышевского («Что делать»), что придает им статус государственной важности. Подойдем и мы к
ответу на него по государственному серьезно и объективно, без тени лукавства и двусмысленности,
называя вещи своими именами."
Так многообещающе и интригующе начинается статья
А.И. Тимурзиева
"Миф энергетического голода от Хабберта и пути решения глобальной энергетической проблемы на основе реализации проекта «Глубинная нефть»"
http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2017/5_zadachi_i_problemy_vosproizvodstva_zapasov_poleznykh_iskopaemykh/
Попросим Ахмета Иссаковича выложить ее!!!

--- Конец цитаты ---
В следующем номере дискуссию продолжат:                                   
           – К проблеме генезиса глубинной нефтегазоносности – Рачинский  (главный консультант «Environmental Solutions International», США)
– Теория органического происхождения углеводородов – фундаментальный базис прогнозирования нефтегазоносности недр – Керимов, Ермолкин (им. Губкина)

--- Конец цитаты ---

Будут мою статью разбирать?, статью я выложу для общего доступа.

--- Конец цитаты ---
Это будут отклики на Вашу статью в №1 http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2017/1_rezultaty_pervogo_goda_vnedreniya_klassifikatsii_zapasov_uvs/, http://naen.ru/upload/iblock/c02/№%201-2017.pdf

Тимурзиев Ахмет Иссакович:

--- Цитата: Карпов  Валерий Александрович от Ноября 10, 2017, 02:51:26 pm ---
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Ноября 10, 2017, 02:43:17 pm ---
--- Цитата: Карпов  Валерий Александрович от Ноября 10, 2017, 08:53:08 am ---
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Ноября 09, 2017, 08:52:02 pm ---Вы знаете, Валерий Александрович, обратной связи с компаниями практически не бывает. Вот СНГ, где Вы работали, там 99 моих скважин на Мытаяхе, попробуйте узнать, что с ними, бурятся, результаты.

--- Конец цитаты ---
Ахмет Иссакович! Это я уже видел. Документы свидетельствуют о Ваших успехах на традиционных землях, в традиционных стратиграфических комплексах. Речь идет о бурении там, где органик не станет бурить НИКОГДА. СНГ пока еще не пробурил ни одну Вашу скважину. Но еще раз уточню. Вам же должны они доложить в случае успеха?

--- Конец цитаты ---

Наивный Вы наш, Валерий Александрович, ну кто из нефтяников возьмется в степи бурить. Они вон даже по бажену работают исключительно в контуре известных месторождений, а Вы хотите, чтобы взялись бурить на фундамент, да еще на "не хоженных тропах". Вы извините, конечно, Валерий Александрович, мне не нужно "бурить там, где органик не станет бурить НИКОГДА", как Вы выразились, мне достаточно Вам указать, что сегодня массово бурят и открывают нефть там, где органикам в страшном сне и не снилось:

1. фундамент - "красная тряпка", "ахиллесова пята" органической теории - открыто около 500 м-ний в более чем 50 странах мира, суммарные разведанные запасы (не ресурсы) достигают 15% от общемировых (органики дезинформируют мировую общественность, замалчивая этот факт и утверждая, что 99% залегает в осадочных породах);

2. нефть глубоких горизонтов (ниже ГФН): только в Мексиканском заливе а глубинах от 6,1 км до 10,7 км намного ниже ГФН (ГЗН), согласно органической теории, открыто 54 месторождения с суммарными запасами 4,1-5,5 млрд.тн НЭ. Справка: Гигантское месторождение нефти Tiber (запасы 495 млн.т) открыто на глубине 10,7 км.

Приведу ряд новых ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПОВ ОБЪЕКТОВ И ТИПОВ ЗАЛЕЖЕЙ, определяющие новые нетрадиционные направления ГРР с традиционной (не ТРИЗЫ) нефтью:

1. Антиклинальная нефть (нефть антиклинальных ловушек ниже ГФН)
2. Неантиклинальная нефть (нефть неантиклинальных ловушек ниже ГФН)
3. Моноклинальная нефть (нефть моноклинальных склонов)
4. Синклинальная нефть (нефть синклинальных ловушек)
5. Фундаментная нефть (нефть в фундаменте ОБ)
6. Присдвиговая нефть (приразломная нефть)
7. Поднадвиговая нефть (нефть поднадвиговых автохтонов)
8. Горная нефть (нефть горно-складчатых областей)
9. Глубокозалегающая нефть (нефть глубоких горизонтов осадочного чехла до 20-30 км, ниже ГЗН)
10. Глубинная (коромантийная) нефть (нефть коромантийных волноводов, нефть СОХ и океанического базальтового слоя).

Уверяю Вас, Валерий Александрович, по большинству этих направлений органик даже замарачиваться не станет, его теория запрещает ему такие вольности. Вы знаете. например, что у нас в стране официально прогнозную оценку осуществляют до глубин 8 км, ниже нельзя, шкала катеагенеза не позволяет.

Но эти обозначенные 10 новых направлений - это реальные, с доказанной нефтегазоносностью типы объектов, определяющие новые нетрадиционные направления ГРР, по которым мы, неорганики даем положительные заключения и готовы включить их в область планирования и проведения ГРР. По ним нужно работать, к сожалению, я не экстрасенс и не предсказываю наличие м-ний силой своего ума, или еще каких там чакр, но я знаю как искать нефть, и мне неважно, где ее искать, нефть она и в Африке нефть, залегает и открывается согласно глубинным критериям и физическим законам нефтегазообразования и нефтегазонакопления, которые Вам органикам не ведомы.

--- Конец цитаты ---
Можно уточнить: Вы к кому обращаетесь, Ахмет Иссакович?

--- Конец цитаты ---

К Вам. конечно же, Валерий Александрович, по тексту понятно, опечатка вышла.

Устьянцев Валерий Николаевич:

Глобальная Урало-Ю. Африканская зона рифтогенеза (отрицательная гравитационная аномалия) Факт разонаправленнй мигации вещества.
Сотрудниками Института физики Земли АН СССР выявлена аномалия, путем вычисления изостатических аномалий силы тяжести, осредненных по площадям 1º×1º, и обусловлена обширными плотностными неоднородностями на больших глубинах.
На этом фоне проявлены региональные аномалии с довольно значительными горизонтальными градиентами - до 0,15 млг/км, их амплитуда достигает нескольких десятков миллигал. Наиболее крупные отрицательные аномалии охватывают Среднюю Азию при плотности Б=-1, мощность слоя (аномалии) больше 500 км. на Памиро-Алае, 350-500 км в Северном и Южном Тянь-Шане, Бухаро-Газлинском и Марийском районах, и 150-300 км - Ферганской долине и Туранской плите.

Измерения расщепления поперечных волн показали, что на большей части территории Тянь-Шаня направление поляризации быстрой волны параллельно простиранию Тянь-Шаня. Такая ориентировка характерна для ряда горных систем, сформированных в обстановке сжатия. Она означает, что направление сжатия в мантии совпадает с направлением сжатия в коре. Течение масс вещества проще всего объясняется мелкомасштабной тепловой конвекцией в верхней мантии горячей точки, и вполне согласуется с идеей растекания мантийного плюма. Возможная альтернатива заключается в том, что анизотропия в районе горячего пятна определяется неупорядоченной ориентировкой зерен оливина, а включений расплава.

Метод телесейсмической томографии.
При исследовании методом телесейсмической томографии принималось, что латеральная неоднородность сосредоточена в слое от поверхности Земли до глубины 300 км. При этом обнаружено, что самые сильные скоростные неоднородности находятся непосредственно под земной корой. Самое сильное понижение скорости продольных волн в центральном Тянь-Шане составляет около 3% от среднего значения, однако использованный алгоритм предусматривает сглаживание данных, и реальная амплитуда скоростных вариаций может быть вдвое больше. В верхней мантии горячих точек наблюдается аномально низкая скорость распространения волн [по Л.П. Виннику], свидетельствующая о повышенной температуре на глубинах до 250-300 км. Обнаружены сейсмоаномалии на глубинах, превышающих 400 км.

Сейсмическими методами уверенно картируются нисходящие мантийные потоки холодного вещества, начинающиеся в зонах субдукции у земной поверхности и достигающие иногда слоя D 11, в подошве нижней мантии. Нисходящие потоки до глубины 650 км, маркируются происходящими в них землетрясениями, а восходящие потоки асейсмичны. При огромных размерах головной части плюма в подкоровом слое, диаметр питающего канала в нижней мантии может быть 100-150 км, - на пределе разрешения сейсмических методов.

Исследование Тянь-Шаня методом приемной функции показало, что различие между горячей точкой центрального Тянь-Шаня и соседними областями проявляется также в структуре коры и характере перехода от мантии к коре: скорость поперечных волн в коре центрального Тянь-Шаня на глубине 10-35 км на несколько процентов ниже, чем за его пределами, а переход от верхней мантии к коре происходит в более широком интервале глубин. «Размытый» коромантийный переход может быть результатом вертикальных интрузий мантийного материала в кору, а пониженная скорость поперечных волн - эффектом повышенной температуры или присутствия флюидов магматического происхождения.

Пересчет магнитных аномалий, для высот менее 50 км, показывают, что четко выделяются две системы аномалий Северо-Западного простирания. Эстонско-Прикаспийско-Таджикская система аномалий, представлена преимущественно отрицательными аномалиями от 0 до 1 мэ, причем ось системы минимумов протягивается через Воронежский массив, Прикаспийскую низменность, низовье Сырдарьи, Ферганскую долину и Памир. Крупные положительные аномалии (+1 до +2 мэ) отмечаются в зоне Бельтаусского дробления, Букантау и небольшие  в Голодной степи и Фарабском поднятии (+1 мэ). Северной границей системы является Каратау-Ферганский разлом, а Южной - Днепрово-Донецко-Мангышлакско-Приамударьинский.
К югу располагаются Балтийско — Черноморско - Закаспийская система, представленная четко видно и кулисообразно расположенными интенсивными положительными аномалиями (до 2-4 мэ). Ось системы максимумов (ΔТ) проходит через Красноводский полуостров и Копетдаг.

Пересчетами для высот 100-200 км установлена аномальность субширотного характера: поля положительных аномалий прослеживаются вдоль параллелей 70, 56 и 42 градусов, а отрицательных, вдоль параллелей 65 и 50 градусов. Такие зоны маркируются глубинными разломами. Общегеологические исследования показали, что в зоне сорок второй параллели, располагаются крупнейшие месторождения различных типов полезных ископаемых в том числе и месторождения углеводородного сырья, алмазы.. Проявляется следующая закономерность-нефтяные месторождения (с востока на запад) переходят в газовые, месторождение Газли (метан) затем в газоконденсатные.
Закономерно располагающиеся зоны интенсивной степени проницаемости, являются структурными барьерами для всех видов полезных ископаемых и отражают эпохи деформации коры энерго и массапотоком, степень интенсивности проявления эндогеного процесса.

В Южном Тянь-Шане согласно простиранию глубинных разломов, располагаются цепочки гипербазитов (контакты - протрузивные, которые рассматриваются как производные верхней мантии [Хамрабаев, 1972].
С данной зоной систем глубинных разломов связываются (коррелируется) месторождения УВ, алмазов, нефть, газ, газоконденсаты (месторождение Газли — метан с гелевой меткой — верхняя мантия).

Характерное строение Тарим-Каракумо-Таджикского-Афганского выступа (микроматерик) — двучленное: фундамент (архей) и чехол (карбон-пермь). Восходящие движения коры области ПТБ является преобладающими. Данный фактор является определяющим генерацию УВ (фактор высокой флюидо-динамической активности мантии).

По данным Н.А. Белявского (1974) с Атбаши-Иныльчегским разломом совпадает один из самых значительных градиентов нарастания мощности земной коры, которая под юго-западным Кокшаалем достигает 65 км.

Глубинные тектонические процессы, сопровождаются миграцией осадочных отложений и регрессией морского бассейна от областей развития сводовых поднятий в сторону северо-востока или севера.
Формируются области сноса и области осадконакопления. Снос осадков происходил в пределах Памир-Тяньшаньского блока с запада на восток. В этом же направлении происходили процессы, связанные с образованием магматических тел, приоткрывание разломов, даже северо-восточного простирания, на востоке проявлен в большей мере (по системе разломов, контролирующих Кокшаал-Хантенгри, зафиксированы залежи серпентинитов - по Кнауфу, 1972).
Трансформация сводового поднятия в щитовое, а затем в прогиб (впадину) происходило 1400 млн. лет (Каракумо-Таджикский регион; О.М. Борисов, М.А. Ахмеджанов).

Области современных землетрясений приурочены к тем из планетарных зон стоячих волн, где проявляются избирательно опускание, то-есть, зонам соотносительным растяжениям коры (рифты, прогибы на сводах).

Летучая компонента (древней 3,6 млр. лет) нижней мантии представляет собой набор элементов, для мантийных базальтовых выплавок по А.Ф. Грачеву - это гелий, водород, углекислый газ и метан. Очаговый резервуар - резервуар в котором накапливаются флюиды и газы, обогащаются гелием, водородом, метаном, радоном, сероводородом. Над очагом в атмосфере фиксируется поток ионов.

В пределах срединных массивов фиксируется увеличение мощности коры, за счет подслаивания базальтоидов.
Мощность коры под Туранской плитой 38 км., под юго-западом Курамы-59 км., северо-востоком-52 км. Этот факт свидетельствует об увеличении мощности коры за счет внедрения в мелу, мантийной базальтовой выплавки, мощность которой достигает 10 км., в связи с чем, нижний слой меланосомы увеличивается до 22-25 км.

Проявлен волновой механизм структуриования тектоносферы, который выражен возникновением энергетических уровней интенсивного преобразования вещества.
Порода переработана и приобрела вид осадочных слоистых кластических дифференциированных образований часто метаморфизованных с проявлением зональности.
Процесс миграции вещества, происходит как в сторону ядра, так и наоборот, то-есть он имеет разнонаправленный характер. Данное положение является основополагающим в понимании процесса рудообразования и генезиса минералогических ассоциаций.

Закономерное затухание интенсивности тектонического процесса, отражается иерархией фаз, объясняется волновой природой тектогенеза и законом геологической ретроспективы (Л.П. Рагозин, 1980). Циклы, фазы - отражают эпохи тектонической активности - отмечается высокая степень корреляции тетонической активности ЗСП с регионами Казахстана и С. Азией. Процессы активзации и перерывы осадконакопления ЗСП - коррелируются с инверсиями магнитного поля тектоносферы системы Земли (И.А. Вылщан, 1969). С.П. Максимов, 1977, показал связь связь тектонических циклов и процессом накопления нефти и газа - тектоническая цикличность оказывает влияние на миграцию УВ. Тектоническая обстановка является фактором контролирующим пути направления и скорость миграции УВ.
В результате тектогенеза проявилась закономерная гипсометрическая и пространственная локализация резервуаров, установленная Б.В. Витязем и В.В. Богацким , 1975, для ЗСП. Дискретно-периодическая локализация нефтегазоносных резервуаров оказывается типичным свойством их гипсометрического размещения, а сходные условия распределения этих резервуаров имеют межрегиональное значение. В З. Сибири выделяются 4 уровня преимущественной локализации УВ на абсолютных отметках - 1160, - 11620, - 2060, - 2360, с шагом отсчета между уровнями 400 м. Более низкие уровни отмечаются на отметках - 3110 и - 3500 м, более высокие, на отметках - 800 и - 400 м.
В изложенной системе представлений профессора Л.А. Рагозина, 1980 - фазы, подфазы, совпадают с уровнями локализации, отделенными друг от друга временными интервалами порядка 3-5 млн лет. Через такие промежутки времени возникают уровни локализации УВ, порядок интервала - 300-500 м. Возникающие энергетические уровни влияли на геодинамику системы Земли. Схема энергетических уровней локализации УВ Л.П. Рагозина доказывает главное - наличие системы закономерных уровней размещения месторождений полифазных углеводородов и на переформирование этих уровней неотектонических движений. Датировка уровней локализации месторождений нефти и газа не совпадает, да и не может совпадать со стратиграфическим положением вмещающих пород.
Циклы развития, отражают эволюционную направленность преобразования системы Земли в пространстве и времени и определяют механизм генерации и концентрации минерального сырья любого типа.
С уважением, В.Н. Устьянцев

Устьянцев Валерий Николаевич:
"У абиогенщиков нет проблемы "отличить нефть абиогенную от биогенной", она практически вся абиогенная ШНБ" - (???? УВН - Кто ва этому научил???).
Разногласия у нас только по физико-химическому механизму синтеза нефти НБШ"

Николай Борисович и как вам удается их различать?
Какой % абиогенной"нефти" в биогенной, или наоборот, вы ведь посчитали?
Наводя критику на выводы полученные А.В. Сидоренко,(1977), очевидно вы проделали огромную работ анализируя весь разрез земной коры - количество проб?

Этому вопросу В.И. Вернадский придавал большое значение и считал его - важнейшим в геохимической истории системы Земли ... и вот появляется Н.Б. Шевченки и и буквально ставит все "с ног на голову", даже не удосужившись упомянуть о В.И. Вернадском, при этом говоря, что он его критически изучает: 
"Валерий Николаевич, будете удивлены объективно-критически изучаю учение Вернадского.
И по мере своих скромных возможностей под чутким руководством А.Дроздовской даже кое-где его поправлял" НБШ.
Вот это меня более всего и поражает как при таких (скромных) умственных возможностях, можно поправлять В.И. Вернадского.
"На основе цифровой базы данных автора (576 сланцевых толщ в 177 осадочных бассейнах 47 стран мира) впервые составлен Сводный стратиграфический разрез нефтегазоматеринских толщ планеты Земли, охватывающий временной диапазон в 2100 млн. лет. Такой подход предоставляет возможность научного прогноза месторождений нефти и газа в широком стратиграфическом диапазоне от палеопротерозоя до квартера, что существенно расширяет перспективы роста ресурсной базы углеводородов России.
Рассмотренные два направления исследования глобальных процессов формирования нефтегазоматеринских толщ (максимальный охват индивидуальных НГМТ мира с последующим их анализом и корреляция формирования НГМТ с глобальными и региональными факторами) во многом дают сходные результаты и существенно дополняют друг друга" [аспирант Н.Б. Киселева, 2017].
Сорг=от 0.3 до 29%, средняя величина=5%, кероген присутствует во всех месторождениях; вы не оперируете этими данными и считаете себя специалистом? Не кажется-ли вам это странным?

Анализ разреза, до мелочей согласуется с учением В.И. Вернадского (1924).

Ваша статья б/о и это самое лучшее..."Не кажи - "Гоп", пока не перескочишь"
http://conference.deepoil.ru/images/stories/docs/2kr_theses/Drozdovskaya-Shevchenko_1_Theses.pdf

УВН.

Навигация

[0] Главная страница сообщений

[#] Следующая страница

[*] Предыдущая страница

Перейти к полной версии