Происхождение нефти газа: от теории происхождения к технологиям поисков > Теоретические вопросы происхождения нефти
Происхождение нефти - разве это важно для практики нефтепоисков?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Статью не читал, посмотрел выводы, они повергли в уныние:
"Таким образом, газожидкостная хроматаграфия анализ проб нефти и образцов кернов месторожде нии Белый Тигр показывает, что нефтематеринское вещество для всех нефтей слагал преимущественно фитопланктон с примесью донных водорослей и незначительной долей наземных растений. Нефть миоцена генерирована органического вещества
отложений, накапливавшихся в восстановительной среде, а нефти из коллекторов олигоцена
и фундамента – в слабо окислительной и окислительной обстановках. Наиболее вероятным источником нефтей месторождения Белый Тигр являются полифациальные отложения миоцена, достигшие главной фазы нефтеобразования и способные генерировать нефть".
Это все из прошлого века, анахронизм, дремучее невежество. Не верите мне, почитайте других органиков, о том же, но выводы обратные:
Фактические данные по генерационному потенциалу осадочных отложений в пределах нефтесборной площади, прилегающей к исследуемому выступу гранитного фундамента
По данным Е.Г. Арешева, В.П. Гаврилова, В.В. Донцова (Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донцов В.В. Модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр (южный шельф Вьетнама) // Тезисы докладов Второй Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов», M., РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 19-21 октября 2004, том 2, c.19-21):
«Формирование уникальной нефтяной залежи в гранитном фундаменте месторождения Белый Тигр (Вьетнам) традиционно рассматривается как результат миграции нефти и газа из прилегающих терригенных отложений нижнего и верхнего олигоцена (Тиен, 1999; Шустер, 2001). С целью проверки реальности предлагаемого механизма формирования залежи нами был выполнен контрольный подсчет потенциальной массы углеводородов, продуцируемой нижнеолигоценовыми и нижней толщей верхнеолигоценовых отложений в пределах нефтесборной площади, прилегающей к исследуемому выступу гранитного фундамента.
По нашим данным, в прилегающей к выступу фундамента нефтесборной площади из нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений могло быть «произведено» не более 127,5 млн. т жидкой нефти. В то же время начальные геологические запасы залежи фундамента месторождения Белый Тигр оценивались в 513,0 млн. т, а олигоценовых отложений – 114,86 млн. т, что в сумме составляет 628,15 млн. т нефти. Таким образом. Наши расчеты свидетельствуют, что за счет реализации генерационного потенциала олигоценовых отложений в пределах нефтесборной площади вокруг месторождения Белый Тигр, могут сформироваться залежи нефти лишь в самом олигоценовом комплексе.
Полученные данные опровергают устоявшиеся традиционные представления о механизме формирование залежи нефти в фундаменте Белого Тигра только за счет ресурсов олигоценовых отложений».
По данным В.К. Бурлин, В.В. Донцова, В.В. Харахинова (Бурлин В.К., Донцов В.В., Харахинов В.В. Условия формирования залежи нефти в фундаменте м/р Белый Тигр // Тезисы докладов XVII Губкинские Чтения «Нефтегазовая геологическая наука – XXI век», посвященные 75-летию основания РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, M., 9-10 декабря 2004, c.21-23):
«… значения Исходного (Рисх.) и Миграционного (Рмиг) УВ потенциалов олигоценового материнского комплекса нефтегазосборной площади структуры Белый Тигр, полученные на базе последних геолого-геофизических и пирологических данных показал, что величины Рисх. и Рмиг., (4105 и 890 млн. т, при коэф. накопления УВ = 0.025 и 0.15 соответственно), практически способны обеспечить лишь 5-ую часть запасов нефти залежи фундамента, составляющую около 500 млн т.».
Так что все попытки объяснения нефтегазоносности месторождения Белый Тигр, с позиций теории ОМП происхождения нефти не находят подтверждения.
Хотя, эта сторона вопроса, Вас может и не интересует.
Степанов Олег Валерьевич:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Декабря 15, 2013, 11:09:20 pm ---Статью не читал, посмотрел выводы, они повергли в уныние:
--- Конец цитаты ---
Вот как раз выводы читать и не стоит. Понятно что "враги" писали (шутка). Меня же заинтересовала вот эта информация:
Характеристики нефтей месторождения Белый Тигр.
Нефти этого месторождения является высоко парафинистыми (18...25,3 %), с очень низким содержанием серы. По глубине плотность и вязкость нефти, содержание в ней смол и асфальтенов снижаются [10, 11]. Содержание VOр и Niр, обнаруженных нами в очень низких концентрациях, так же уменьшается с глубиной
Далее идут таблицы и графики с точными данными. Содержание некоторых тяжелых компонентов вообще падает до нуля в фундаменте. "Враги" объясняют это тем, что нефть ушла в фундамент из осадочного пласта и под давлением и температурой облегчилась. Это можно лабораторно проверить - взять нефть из осадочных пород МБТ и создать ей условия фундамента и посмотреть уйдут ли примеси.
Меня же здесь интересует тот факт, что с глубиной нефть меняет свои свойства, что хорошо согласуется с абиогенными представлениями, и что это можно учитывать при разработке месторождений. Залез в более низший слой и получай более легкую нефть. Нужны парафины и мазут - бери ту что в пластах повыше. Я не спец диссертации писать не буду, а если кому идея приглянется то развивайте, обосновывайте, проверяйте.
Кстати, эту закономерность можно легко проверить по изученным многоуровневым месторождениям.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Олег Валерьевич, можно продолжить.
Так вот по месторождению Белый Тигр есть такая информация, которая исключает Ваши (авторов статьи) предположения.
1. Пластовые давления в залежи нефти в фундаменте ниже, чем в перекрывающих породах (незначительно, но тем не менее). В соответствие с направлением вектора градиента давления миграция из осадочного чехла в фундамент в принципе возможна. Но не будем забывать, что мы имеем дело с остаточными, релаксированными давлениями, которые на момент формирования залежи были сверхгидростатическими и обеспечивали прорыв и внедрение в фундамент напорных нефтяных флюидов.
2. Нефть в фундаменте безводная, со времени начала эксплуатации залежи, пластовой воды в продукции скважин не обнаружено (поступление воды в последние годы связано с прорывами нагнетаемой морской воды). Безводная миграция нефти (микронефти) из нефтематеринских пород не возможна - это по их же теории (нефть мигрирует либо в водной либо в газовой смеси). О балансовой стороне вопроса я писал выше.
В прикрепленной Вам выше статье есть попытка объяснить зональность, в том числе изменения фазового состава и физико-химических свойств УВ в зависимости от вторичных процессов в залежах (дегазация и фракционирование нефтей, гипергенные изменения, карбонизация и метаморфизм углеродного вещества) и от глубины залегания, посмотрите, может найдете для себя объяснение.
Касаясь технической стороны вопроса, да, в принципе, зная зональность изменения физико-химических свойств УВ с глубиной, можно проектировать работы с целевыми задачи извлечения продукции того или иного качества. Вопрос, кому это нужно. Для обычных нефтей контрастность не столь существенна, чтобы придавать ей значение. Те же битумы, которые залегают почти на поверхности, это, действительно сырье для химической промышленности, нежели для нефтяной.
Андреев Николай Михайлович:
--- Цитата: Олег Валерьевич Степанов от Декабря 15, 2013, 10:07:35 pm ---... имеет смысл качать нефть с большой глубины, где она может быть более чистой, а значит экономически конкурентной на рынке сырой нефти, а верхние слои оставить на то время, когда у нас появится интерес к тем фракциям, которые в данной экономической ситуации считаются вредными.
--- Конец цитаты ---
Мне кажется, Олег Валерьевич, ваш вопрос как-то не совсем верно поняли. Я бы ответил вам так.
Дело в том, что вы переоцениваете сегодняшние возможности нефтяной отрасли. Сегодня они, вооружённые господствующей органической концепцией, не имеют возможности бурить скважины избирательно и выбирать места, где нефть будет более высокого качества, что означает в первую очередь - более лёгкой (наличие каких-либо примесей - фактор для качества нефти второстепенный и находится в существенной зависимости от главного фактора). Скважины бурятся фактически наугад. Тут не до жиру, рады обнаружению нефти любого качества!
Как учит нас неорганическая глубинная концепция, более лёгкая нефть находится в очагах разгрузки глубинных флюидов, что, по-видимому, соответствует в первую очередь залежам жильного типа. Но сторонники данной концепции сегодня, к сожалению, фактически не участвуют в формировании стратегии нефтяной отрасли. Они могли бы, в частности предлагаемый Тимурзиевым подход, существенно улучшить положение дел в отрасли, скважины могли бы закладываться более целенаправленно в указанные очаги разгрузки, но лишь в предполагаемые, фактическое их присутствие признанные методы "увидеть" не позволяют. Да и стоимость таких поисковых работ с 3D сейсморазведкой будет не каждому недропользователю по карману.
Предлагаемая мной технология могла бы, пожалуй, вполне успешно решать такие задачи, оставаясь доступной по цене любому недропользователю. Но она остаётся не признанной как среди сторонников традиционных подходов, так и не понятой, а поэтому игнорируемой, также и сторонниками абиогенной глубинной теории происхождения нефти. Хотя с помощью данной технологии можно было бы легко получить решающие аргументы в её доказательство.
При широком использовании БГФ метода вполне можно ставить задачи по выбору качества будущей нефти, закладывая точки в наиболее перспективные места для получения высокодебитных скважин с более лёгкой и качественной нефти. И в меру своих возможностей, в крайне ограниченном объёме, я уже сегодня пытаюсь решать подобные задачи для тех недропользователей, которых волнует результат, а не "шашечки".
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Николай Михайлович, мы Вас ценим, это Вы зря напраслину наводите. Вот планирую Вас пригласить на новый объект в ХМАО, который нам должны с нового года предоставить под поиски нефти в фундаменте. Возьметесь пройтись по площади с предварительной оценкой?
Площадь 1000 кв.км., насчет дорог пока ничего не знаю. Задача: переинтерпретация сейсморазведки МОГТ-3D, количественная оценка перспектив нефтегазоносности, оценка локализованных ресурсов (категория С3), тектоническое и нефтегазогеологическое районирование площади, математическое моделирование напряженно-деформированного состояния горных пород для районирования площади на области сжатия, растяжения, разуплотнения и повышенной трещиноватости, обоснование бурения поисковых и разведочных скважин для геометризации залежи в фундаменте и поиска новых залежей.
Сообщите Ваши возможности в следующем году, когда Вам удобно по времени, сроки выполнения работ. примерный бюджет, какие результаты представляете. Можно будет обсудить конкретно после нового года.
Навигация
Перейти к полной версии