Голосование

Полигенез, миксгенетизм - это шаг вперед, или два шага назад в развитии теории генезиса нефти

Это шаг вперед
0 (0%)
Это два шага назад
3 (75%)
Затрудняюсь ответить
1 (25%)

Проголосовало пользователей: 4

Автор Тема: Полигенез, миксгенетизм - это как быть немного беременной. А Вы как думаете?  (Прочитано 74667 раз)

0 Пользователей и 1 Гость просматривают эту тему.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Ахмет Исакович!
Действительно, тектоноблендер – это тот же разлом, который имеет пространственно - временную характеристику, особые свойства: это разлом в активной фазе развития в строго определенное время (к примеру: в Западной Сибири – олигоценовые разломы, в Припятском прогибе-пермо-триасовые).Именно этим  тектоноблендер отличается от просто разлома : в своем развитии любой разлом в определенный период несет  свойства тектоноблендера.
В отношении  допущения одновременной или разновременной нисходящей и восходящей миграции,-  это не противоречит законам физики и пластовой гидродинамики, т.к. флюиды действительно движутся в горном (приразломном) пространстве (далеко необязательно в пластах)  согласно градиентам давления, а приведенные давления нижних горизонтов в определенный период становятся ниже верхних горизонтов (пьезоминимумы). И эти  пьезоминимумы одновременно наполняются   элизионными и инфильтрационными водами и УВ.Пример: Припятский пригиб. Здесь нефти и воды межсолевых отложений по тектоноблендеру в пермо-триасе переместились в результате нисходящей фильтрации  в подсолевые отложения (при сходности хим.состава нефтей в подсолевых отложениях приведенное пластовое давление меньше, чем в подсолевых). В то же время нередко, подсолевые терригенные отложения лишены скоплений УВ (только остаточная нефть в виде признаков) при повышенных приведенных пластовых давлениях, а залегающие выше подсолевые карбонатные отложения содержат промышленную нефть при пониженных приведенных пластовых давлениях и одинаковой химии пластовых вод, что свидетельствует о последствии  восходящей миграции флюидов в том же пермо – триасе.


Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3976
    • Альтернативная нефть
Валерий Александрович, значит Вы согласились, что тектоноблендер - это разлом, который в определенный период несет свойства тектоноблендера. Понятно.

Насчет движения флюидов вниз, не убедили, по разному понимаем физику процесса.
Пример с Припятским прогибом интересен, но его нефтегазоносность может быть объяснена по другому (полный текст см. 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)

На примере ряда НГБ различного возраста,  тектонического строения и истории развития показано универсальное свойство (закон) в распределении запасов УВ по разрезу земной коры, заключающееся в закономерном тяготении промышленных скоплений УВ к средним между максимальными и минимальными для конкретных территорий значениям градиентов амплитуд (скорости) неотектонических движений (НТД). При этом стратиграфическая локализация залежей и основных запасов УВ месторождений находится в строгой функциональной связи с количественными параметрами активности НТД (градиент амплитуд и скорости) и может с высокой степенью достоверности прогнозироваться.

Результаты палеотектонического анализа по ряду нефтегазоносных областей бывшего СССР и мира приводят к выводу о нефтегазоносности структурных элементов, занявших относительно высокое гипсометрическое положение в неоген-четвертичное время. Вместе с тем неотектонические движения положительного знака при значительных амплитудах играют негативную роль при формировании залежей нефти и газа (нарушение герметичности и дегазация недр). Последнее имеет место в пределах складчатых бортов нефтегазоносных областей, где нефтегазовые скопления выведены в приповерхностные условия и разрушены.
Сказанное определяет необходимость использования количественных параметров НТД для определения нижних и верхних пределов активности, характеризующих их позитивную и негативную роль в формировании зон нефтегазонакопления.

Как известно, параметры активности НТД для различных НГБ имеют широкий диапазон изменения. Абсолютные значения амплитуд и градиентов амплитуд (скорости) НТД различных НГБ могут отличаться на порядок (например, Южный Мангышлак и Предкавказье). Активность НТД ослабевает в ряду геоструктурных элементов от горных (складчатых и глыбово-складчатых) сооружений, предгорных (межгорных) прогибов к платформам. Однако, независимо от возраста горно-складчатых сооружений и платформенных областей, НТД проявились повсеместно, отличаясь лишь величиной активности движений (амплитудой, знаком и дифференцированностью).

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.

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». 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.

Таблица 2. Стратиграфическая приуроченность запасов (залежей) нефти и газа ДДВ (см. графическое приложение).

Литература

4. Кабышев Б.П. О связи нефтегазоносности с неотектоническими движениями на древней платформе. –  Геология  нефти и газа, №2, 1985, с.3-8.

Валерий Александрович, все что связано с закономерностями пространственно-стратиграфического распределения нефтегазоносности в земной коре объясняется на основе строгих количественных связей (взаимоотношений) проводящих и экранирующих свойств разреза в пределах нефтегазоносных бассейнов Земли. Это тоже физика и, если у Вас есть данные по количественным параметрам новейших тектонических движений и мощностям региональных флюидлупоров нефтегазоносных комплексов, Вам не составит большого труда убедиться в универсальности выведенного мной закона. Если нужны консультации, пожалуйста.
« Последнее редактирование: Август 27, 2013, 11:30:53 am от Тимурзиев А.И. »
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
"Результаты палеотектонического анализа по ряду нефтегазоносных областей бывшего СССР и мира приводят к выводу о нефтегазоносности структурных элементов, занявших относительно высокое гипсометрическое положение в неоген-четвертичное время. Вместе с тем неотектонические движения положительного знака при значительных амплитудах играют негативную роль при формировании залежей нефти и газа (нарушение герметичности и дегазация недр). Последнее имеет место в пределах складчатых бортов нефтегазоносных областей, где нефтегазовые скопления выведены в приповерхностные условия и разрушены.
Сказанное определяет необходимость использования количественных параметров НТД для определения нижних и верхних пределов активности, характеризующих их позитивную и негативную роль в формировании зон нефтегазонакопления.
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."
Ахмет Исакович!
И здесь усматривается "работа" тектоноблендера: при малой активности тектоноблендера на неотектоническом этапе необходимые и достаточные условия для сохранения скопления УВ остаются, при переходе через критические значения активности первичные залежи подлежат разрушению, переформированию с образованием "пустых" положительны структур и вторичных скоплений на опущенных крыльях тектоноблендера.




Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3976
    • Альтернативная нефть
Валерий Александрович, все так и не так. Все залежи нефти и газа на планете Земля сформированы в среднемиоцен-четвертичное время (В.Б.Порфирьев об этом озарился первый). Древних залежей не существует, кроме дериватов палео- (разрушенных) залежей, наблюдаемые и описываемые органиками в качестве всякого рода РОВ, керогена и прочих углеродистых и битуминозных включений в породах различного возраста, включая и самые древние из известных на Земле.

А поскольку все залежи молодые, говорить о первичных триасовых залежах их переформировании, разрушении и формировании вторичных залежей не приходится. Здесь опять сказывается Ваша неопределенность в убеждениях, Вы и не органик и не неорганик, застряли где-то между. И так будет во всем, всегда будите наступать на грабли, пока не примите те или иные убеждения и не начнете под них (то есть убеждения, устав, значит) выстраивать все свои знания и опыт для формулирования собственной парадигмы.
Просветления Вам и удачи.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Ахмет Исакович!
Представляется, что все не так!
Все залежи нефти и газа на планете Земля сформированы в разное время, определенное тектоникой региона. Древние залежи существует, и  наблюдаются  и описываются геологами  в разных регионах на разных стратиграфических уровнях. И поскольку все вторичные залежи молодые (а их подавляющее большинство), возникает ложное представлении об отсутствии более древних первичных скоплений.
И моя неопределенность здесь не причем, она (неопределенность) – всеобщая. Я сознательно не тороплюсь примыкать окончательно ни к органикам, ни к  неорганикам, и не застрял между ними, а, дабы не впасть в крайность, нахожусь в стороне, присматриваясь ко всем, что бы не проморгать момент появления оптимальной методики нефтегазопоисковых работ. И это делаю исключительно ради того, что бы не наступать на грабли.
И Вам удачи и просветления.



Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3976
    • Альтернативная нефть
Валерий Александрович, есть опасность не успеть к раздаче.

А по существу вопроса приведу Вам выдержку из доклада В.Б.Порфирьева, представленного им на Всесоюзное совещание по генезису нефти и газа, г. Москва, февраль 1967 г. Генезис нефти и газа. Издательство «Недра», Москва 1967, с.292-314.
http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-7-2013/9_Porfiriev_Report-1967_1-7-2013.pdf.

... Вторым пунктом расхождения нашей теории, не только с единомышленниками-неорганистами, но и с основной массой всех геологов, явился вопрос о времени миграции глубинной нефти и формирования ее приповерхностных скоплений, со всеми вытекающими из этого следствиями. Общепринятым и подлинно недискуссионным оставалось до последнего времени представление, что нефть и нефтяные месторождения существо¬вали на Земле во все периоды ее геологической истории, начиная, по меньшей мере, с протерозоя, поскольку живая органическая материя уже существовала в это время, и в протерозойских отложениях Сибири встречены в последнее время промышленные залежи нефти. Сторонники теории неорганического происхождения нефти даже расширяли этот диапазон до границ всего геологического периода существования планеты.
Анализируя условия залегания нефти и пытаясь определить время формирования ее залежей в различных нефтеносных провинциях, мы пришли к неожиданному для нас заключению, что все известные на земле нефтяные месторождения образовались недавно, на промежутке времени от миоцена до четвертичных, и что на земле не было до этого нефтяных месторождений. Во всяком случае, отсутствуют полностью доказательства существования скоплений, сформированных в дотретичное время. Таким доказательством не может быть древний возраст вмещающего нефть коллектора, так, как нефть могла проникнуть в него и миллиард лет тому назад и вчера. Доказательства возраста формирования того или иного месторождения, основанные на предположениях о том, когда начали генерировать и отдавать свою нефть те или иные предполагаемые материнские породы, совершенно условны и зависят от взглядов автора на процессы образования нефти. Явление аномально высоких давлений, привлекаемое для этой цели, может трактоваться по-разному.
Единственно бесспорным доказательством существования древних скоплений нефти могут служить только метаморфизованные остатки разрушенных эрозией нефтеносных пластов. Такими остатками могут явиться закированные или пропитанные асфальтом головы дислоцированных нефтеносных пластов, выведенных в геологическом прошлом на земную поверхность, срезанных эрозией и выветрелых и затем несогласно перекрытых более молодыми осадками. Именно это перекрытие выветрелых нефтеносных пород доказывало бы существование нефтяной залежи от отложения перекрытия. Другим доказательством могут быть куски или гальки закированного песчаника в базальном конгломерате. Они свидетельствовали бы о размыве трансгрессирующим морем породы-коллектора, содержащей нефть.
Принимая во внимание то, что согласно общепринятому представлению реальные нефтяные месторождения того же типа, которыми мы занимаемся в наше время, существовали непрерывно на протяжении, по крайней мере, последнего миллиарда лет, таких остатков разрушенных месторождений в осадках соответствующих фаций палеозоя и мезозоя должно было быть очень много и они не могли быть пропущены геологами. Асфальты и асфальтиты представляют чрезвычайно устойчивую в отношении био- и геохимических агентов деструкции форму высокометаморфизованной нефти и в условиях захоронения способны сохраняться неопределенно долго. Гальки асфальтитов в прибалтийском силуре являются примером этого рода.
Но такие образования, т.е. остатки разрушенных древних месторождений нефти, в природе отсутствуют. Это положение было выдвинуто нами десять лет назад и, естественно, встретило едино-душно отрицательное отношение со стороны заинтересованных геологов. Однако за это время нами пересмотрен весь оказавшийся доступным опубликованный геологический материал, имеющий от-ношение к этому вопросу, тщательно проанализированы редкие случаи находок, могущих рассматриваться в качестве таковых остатков, и проведен широкий опрос геологов, как нефтяников, так и других специальностей, и результаты этих исследований оказались негативными.
Естественно, что сразу же нашему вниманию был предложен ряд объектов, свидетельствующих против нашего предположения. Почти все они опубликованы в Трудах Всесоюзного совещания 1958 г. Предложения исходили от В.И. Троепольского, В.С. Вышемирского, Н.Ф. Балуховского и М.Ф. Двали.
Известный американский геолог А. Леворсен указал нам в личном письме на линзы асфальтовых песков в базальных слоях пенсильванских отложений на одном из крупнейших нефтяных месторождений США Оклахома Сити, и украинский геолог Н.А. Самборский передал нам закированную гальку из каменноугольных отложений, извлеченную из керна одной из скважин в Днепровско-Донецкой впадине.
Рассмотрим эти случаи, тем более, что ими ограничиваются все случаи, которые смогли быть предъявленными в Качестве контр-доказательства. В сообщении В.И. Троепольского и С.С. Эллерн [21] указывается на находки «…брекчий и конгломерата в основании татарского яруса, состоящих из обломков закированных верхнепермских известняков, плотно замурованных в глинистом материале. Нефть в этих известняках глубоко окислена».
При первом подходе представляется, что это действительно те самые гальки закированных по-род в базальном конгломерате, которые свидетельствуют о размыве ранее сформированной залежи. Но и в этой формулировке вызывает сомнение последняя фраза о том, что нефть в известняках глубоко окислена. Это не выветрелые продукты размыва, в которых не могла со¬храниться нефть, как таковая. А если эти куски не испытали переноса и остались на месте размыва пласта, то, вероятно, были бы обнаружены его размытые головы. После выхода в свет монографии, в которой помещено данное сообщение, опубликованы работы Н.А.Кудрявцева, анализирующего условия залегания нефти в Мелекесской впадине и пришедшего к совершенно иным представлениям, нежели В.И. Трое-польский и С.С. Эллерн [21], и работы К.Б. Аширова, определяющего время формирования залежей нефти Второго Баку как третичное и убедительно разъяснившего механизм образования асфальтовых жил и крупных залежей асфальта не в условиях поверхностного окисления и выветривания, а в результате выпадения асфальтено-смолистых соединений в пласте в подземных условиях, главным образом вследствие смешения легких и тяжелых нефтей [1].
Таким образом, это краткое упоминание о явно единичном случае и без соответствующего анализа геологической обстановки не может быть принято за достоверный факт, тем более при наличии вышеупомянутых работ Н.А. Кудрявцева и К.Б. Аширова. Те же соображения могут быть высказаны и в отношении указания В.С. Вышемирского по вопросу о времени образования нефтяных залежей в районе Самарской Луки. «Там белоснежные батские пески без всякого содержания битумов залегают на крупнейшей в Европейской части СССР залежи асфальтов, приуроченной к перми и верхней части карбона (район Сызрань - Батраки). В основании бата имеются мощные толщи конгломерата, и многие гальки содержат такой: же асфальт, как и нижележащие палеозойские породы. Здесь отчетливо видно, что залежи нефти в палеозое на Самарский Луке формировались по крайней мере до бата» [3].
Если бы было указано, что батские пески залегают на размытой и выветрелой поверхности от-ложений перми и карбона, можно было бы считать это указание достоверным, даже учитывая выше-упомянутые работы К.Б. Аширова. Опыт показывает, что к каждому геологическому «факту», приводимому в защиту дискуссионного мнения, необходимо подходить с осторожностью и учитывать все побочные обстоятельства. Дело, конечно, не в самом факте (в данном случае - залегания чистых батских песков на асфальтовой залежи), а в интерпретации факта, которая всегда и неизбежно субъективна.
Самым важным является указание А. Леворсена на присутствие асфальтовых песков в основании пенсильванского комплекса, несогласно перекрывающего дислоцированные, срезанные эрозией и выветрелые нижнепалеозойские породы, содержащие огромные количества нефти и газа на место-рождении Оклахома Сити в области Мид-Континента. В плане проводимой работы по анализу литературного материала по условиям залегания нефти и времени формирования нефтяных скоплений во всех известных нефтяных провинциях на земном шаре нами был подвергнут тщательному просмотру материал и по месторождению Оклахома Сити и по другим месторождениям Мид-Континента. В виде исключения приведем профиль месторождения Оклахома Сити по Г. Чарльзу [26]. Он дает наиболее полное представление о стратиграфическом разрезе, о строении складки и о характере ее нефтеносности (рис. 1).

Рис.1. Месторождение Оклахома Сити по Г. Чарльзу [26].

В строении разбитой сбросами складки принимают участие осадочные породы пермского, пенсильванского, миссисипского, девонского, силурийского, ордовикского и кембрийского возраста. Характерным и  для данного месторождения, и  для других  нефтеносных  структур  Мид-Континента является серия перерывов в осадкообразовании, сопровождавшихся эрозией, выветриванием и доломитизацией. Крупные скопления нефти и газа как раз и приурочены к этим перерывам и несогласным перекрытиям более молодыми непроницаемыми отложениями (рис. 2). Самое крупное несогласие соответствует длительному перерыву перед отложением пенсильванского комплекса, начинающегося глинистой свитой чироки. В основании свиты встречены линзы асфальтового песка, указанные на профиле Г. Чарльза, и именно о них упоминают А. Леворсен и М.Ф. Двали. К западу от этой линзы асфальтового песка на профиле показаны две линзы, состоящие из материала эродированных пород ордовикской свиты симпсон, содержащие, согласно обозначениям, нефть.

Рис.2. Связь нефтяных залежей с несогласиями в районе Мид-Континента по А. Леворсену [29].

Приводим еще один схематический профиль по этому месторождению из работы А. Леворсена, специально посвященной вопросу о связи залежи нефти и газа с несогласиями в Мид-Континенте [29].
Профиль этот важен тем, что на нем показана детальная картина газо- и нефтепроявлений. Из всего этого материала видно, что основные залежи нефти и газа приурочены к плоскостям несогласия и находятся в эродированных и выветрелых головах пластов различного возраста. Эти залежи заключают жидкую, свежую нефть (и газ), а не выветрелые сухие закирования, не асфальтовые пробки.
Картина не оставляет сомнений в том, что коллектирующие зоны в выветрелых доломитизиро-ванных известняках и песчаниках были абсолютно пустыми до отложения пенсильванских пород. Нефть в них проникла значительно позже, несомненно, в послепермское время. Этого же мнения о позднем послепенсильванском возрасте образования огромных скоплений газа и нефти придерживаются американские геологи, например, Д. Рич, относящий время миграции к пермскому времени.
В статье Д. Мак Джи и В. Клаусона [30] есть указание на то, что «там, где верхняя часть песка уилкокс удалена эрозией, обычно присутствуют включения зеленого сланца и асфальта в верхней части оставшегося песчаника». На рис. 3 в голове песчаника уилкокс показано присутствие нефти и газа, и в статье А. Леворсена вообще ничего не говорится об асфальтах. В песчаных же горизонтах скулланд и джонсон в головах пластов показан газ и вниз по падению - нефть. И нефть, и тем более газ не могли сохраниться в пласте при столь глубокой и длительной эрозии. И не могут находиться одно-временно в одном и том же месте пласта газ и нефть и асфальт - продукт длительного выветривания.

Рис. 3. Месторождение Оклахома Сити по А. Леворсену [29].


Продолжение следует
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3976
    • Альтернативная нефть
Продолжение

Таким образом, опубликованный геологический материал по месторождению Оклахома Сити не оставляет сомнений в том, что и в данном случае мы имеем дело с одновременной и поздней фазой миграции нефти в мощную толщу палеозойских отложений (в разрезе которых устанавливается шесть крупных перерывов в осадкообразовании, сопровождавшихся эрозией и глубоким выветриванием ранее отложившихся осадков) и насыщением нефтью и газом пористых в основном доломитизированных зон. Никаких следов разрушения древних залежей в виде закированных голов срезанных пластов, запечатанных асфальтовой пробкой, голов пластов-коллекторов, вниз по падению которых находятся залежи нефти, и кусков закированных песчаников в базальных конгломератах в пределах данного месторождения не установлено.    .
Не встречено таких образований и в других богатых месторождениях Мид-Континента: Гарбер, Тонкава, Эльдорадо, Семинол, Лост Спрингс, Бертон, Мак Ферсон, Кушинг и многие другие, в которых залежи нефти так же, как и в Оклахоме Сити, приурочены к зонам древних размывов и несогласного перекрытия.
Н.Ф. Балуховский указал на случай «...несогласного перекрытия выветрелой нефти более древними отложениями, чем палеоген) в Павлоград-Петриковском районе Днепровско-Донецкой впадины. «Здесь на протяжении более 200 км при ширине полосы 20-25 км наблюдается присутствие асфальтов и выветрелой нефти в нижнекаменноугольных отложениях. Породы нижнего карбона несогласно перекрываются триасом. Нет никаких сомнений, что выветривание нефти произошло здесь в дотриасовое время». Эти краткие сведения были дополнены следующими данными в статье В.К. Гавриша и Н.Ф. Балуховского «Про направление и методику поисков нефти и других полезных ископаемых на южном борту Днепровско-Донецкий впадины» [4]. Многочисленными угольными скважинами «...были пересечены песчаники нижнего карбона мощностью до 9,5 м, насыщенные тяжелой и вязкой смолисто-асфальтовой нефтью с удельным весом 0,94 и выше. В трещинах известняков встречены асфальты в виде черной мазеподобной массы» (курсив мой - В.П.). Элементарный состав асфальтов С - 84,5%, Н - 11,86%. Окисление нефти, по мнению авторов, связано с миграцией нефти из глубин Днепровско-Донецкий впадины на крылья в зону свободного водообмена. «Нефть часто залегает под верхней пермью и триасом, которые, в свою очередь, непосредственно ложатся на нижний карбон».
Как видно из вышеприведенных цитат, нет никаких доказательств того, что верхнепермское и триасовое море размывали сформированные залежи нефти в нижнекаменноугольных отложениях. Такими свидетелями размыва залежи не могут являться «мазеподобные асфальты» с элементарным составом С - 84,5%, Н - 11,86%, тем более что авторы сами связывают их образование с окислением нефти, попавшей в зону свободного водообмена.
С этим случаем перекликается другой объект из Днепровско-Донецкой впадины, переданный нам для исследования Н.А. Самборским и визуально определенный всеми, в том числе и нами, как галька сухого закированного песчаника нижнекаменноугольного возраста. Химическое исследование ее, произведенное И.В. Гринбергом, показало, что это типичный углистый сланец, лишенный при-знаков каких-либо битумов.
Все вышеизложенное показывает, как опасно делать далеко идущие заключения, основываясь только на одном факте находки «асфальтовых» образований, без тщательного анализа геологических условий каждого такого случая.
И, наконец, последнее указание М.Ф. Двали на лепешки асфальтита в ордовикских известняках под Ленинградом. Вопрос о природе асфальтитовых лепешек или галек имеет свою историю и ему посвящен целый ряд работ. Статья Е.М. Люткевича и А.П. Курбатской [16], опубликованная в 1964 г., содержит новейший материал по этим находкам и сводку различных взглядов на условия их образования. Согласно этой сводки, включения асфальтита в форме небольших галек и плоской формы лепешек, размерами от сантиметров до метра и более в диаметре, встречаются в кембрийских и ордовикских отложениях, представляя собой «несомненно плававшие в ордовикском морском бассейне и окислившиеся в нем до падения на дно сгустки битумов» [16].
Такой механизм попадания лепешек в осадочные породы нижнепалеозойского возраста не вызывает споров, и логично представлять себе, как это и делает М.Ф. Двали, что они являются продуктом размыва нижнепалеозойских скоплений нефти, тем более, что высказывавшиеся ранее предположения, что они могут быть генетически связаны с битуминозными диктионемовыми сланцами, поставлены под сомнение.
Е.М. Люткевич и А.П. Курбатская пишут в заключении своей сводки: «Конечно, материала для суждения о том, что асфальтитовые «лепешки», гальки или включения произошли из диктионемового сланца, продуцировавшего в ордовике жидкий битум, переносившийся морем нижнего и среднего ордовика от аренига до лландейло, недостаточно. Аргументация химическим родством или тождеством органического вещества асфальтита и диктионемового сланца, в том числе, и по содержанию ванадия, производится на очень малом количестве анализов. Однако ничего более правдоподобного и геологически обоснованного пока неизвестно».
Вряд ли и М.Ф. Двали, один из активнейших сторонников теории рассеянных углеводородов, согласится с гипотезой образования асфальтитовых «лепешек» из нефти, продуцированной диктионемовыми сланцами. Но вопрос о месте образования «лепешек» и об их возрасте (явно древнее кембрия) остается открытым. Мы бы сказали больше. Остается открытым вопрос об их нефтяной природе. Разрабатывая нашу теорию высокотемпературного генезиса нефти и парагенезиса угольных и нефтяных образований, мы подчеркивали возможность образования форм промежуточных между угольными и нефтяными. В плане этих представлений данные асфальты могут рассматриваться как продукт термолиза (низкотемпературного крекинга) органической массы диктионемовых сланцев под влиянием интрузий [18]. Возможно так же, что эти асфальты принесены со Скандинавского полуострова, где, согласно [12], широко распространены твердые битумы и даже нефтепроявления в древнейших кристаллических породах щита.
При всех обстоятельствах, современное состояние изученности вопроса о природе данных «лепешек» не позволяет использовать их в качестве доказательства существования древних месторождений нефти. В работах 1956 и 1957 гг. мы показали, что установлены признаки еще одной фазы ми-грации, имевшей место около 2 млрд. лет назад. Таковыми являются жильные графиты Украинского кристаллического щита и даже настоящая нефть, запечатанная в кварцевых зальбандах графитовых жил в Криворожском железорудном районе. По-видимому, к этой же фазе относятся описанные Н.А. Кудрявцевым в его монографии «Нефть, газ и твердые битумы в изверженных и метаморфических породах» нефтепроявления в древнейших кристаллических породах Скандинавского полуострова. Несомненно, что никакого отношения к нефти в палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложениях эта древнейшая и при том заведомо неорганического происхождения нефть не имеет.
Таким образом, высказанное нами в 1957 г. утверждение, что на Земле не было нефтяных месторождений до миоцена, точнее за последние 2 млрд. лет на Земле не происходило формирования нефтяных месторождений, за истекшие десять лет не встретило аргументированных возражений. Проведенный за это время критический пересмотр литературы по всем нефтяным провинциям мира подтвердил отсутствие существования остатков древних разрушенных месторождений и из этого должны быть сделаны соответствующие выводы. Объективный геологический материал свидетельствует о том, что все известные ныне нефтяные залежи сформировались в промежуток времени от миоцена до четвертичного, в результате миграции глубинной нефти, имевшей место на всех континентах и во всех геотектонических зонах - в геосинклиналях, на платформах и щитах. В отношении океанических впадин вопрос остается открытым.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3976
    • Альтернативная нефть
Валерий Александрович, Вы пишите: "Древние залежи существует, и  наблюдаются  и описываются геологами  в разных регионах на разных стратиграфических уровнях. И поскольку все вторичные залежи молодые (а их подавляющее большинство), возникает ложное представлении об отсутствии более древних первичных скоплений".

Замечу, никто их не видел, а те кто их описывают, в основе своей органики, и по другому мыслить не могут. Получается, если вторичные, как Вы говорите, залежи, залегают в базальных горизонтах осадочного чехла (например Талинское месторождение с запасами нефти свыше млрд.тн в шеркалинской свите нижней юры, Западной Сибири), то более древние первичные залежи залегают в фундаменте. Но в фундаменте по Вашим органическим взглядам, нефть не генерируется, тогда откуда берется и где размещается нефть первичных, на Ваш взгляд, залежей?

Не сходится, простое допущение, на типу "так мне кажется" или "так должно быть" здесь не проходит. Нужно аргументировать свои публичные высказывания, тем более мы с Вами, как-будто бы дискутируем, каждый пытаясь доказывать свою правоту. Вот и доказываете, если можете, а не декларируйте - между этими глаголами большая разница.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Ахмет Исакович! Вы сказали: «…есть опасность не успеть к раздаче».
Значит, не судьба…
Со своей стороны замечу, что древние скопления УВ видели многие и не только органики, а наличие нефти в  базальных горизонтах осадочного чехла не обязательно означает наличие ее в фундаменте (хотя не исключается).
И Талинское месторождение, насколько я знаю, приурочено к склону древнего крупного поднятия, «жившее» и в юре и в мелу, существовавшее в предолигоценовое время, испытавшее некоторую перестройку в олигоцене. При этом, по разломам продуктивная шеркалинка контактирует с более молодыми (юрскими) отложениями.
Кстати, относительно недалеко от Талинского находится Рогожниковское месторождение с залежью в пермо-триасовом фундаменте, являющейся типичным представителем «тектоноблендерного» скопления (см. В.А. Карпов. Фундамент – региональный нефтегазоносный комплекс. Отечественная геология.№6/12, с.90-94.)


Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3976
    • Альтернативная нефть
Не стал бы длинно отвечать Вам по этому вопросу, но ответ попадает в тему, поэтому позволю себе повториться в отношении нефтегазоносности фундамента на Талинском и Рогожниковском месторождениях.
Вы приводите допущения: контакт фундамента с более молодыми (осадочными) породами как аргумент, объясняющий нефтегазоносность фундамента. Так это уже давно из прошлого. Эти аргументы ничего не стоят, они проверке органиками количественно и выброшены за недоказательностью, как в свое время канула в вечность теория "in situ" Калицкого. Вот фактический материал.

Фактические данные по генерационному потенциалу осадочных отложений в пределах нефте-сборной площади, прилегающей к выступу гранитного фундамента месторождения Белый Тигр

Главным аргументов органиков при объяснении нефтегазоносности фундамента служит тот факт, что выступы фундамента со всех сторон окружены впадинами осадочного чехла. Это так, но это ни о чем не говорит. Анабарский или Воронежский шиты тоже окружены осадочными бассейнами, а смелые органики допускают латеральную миграцию на 1,5 тыс. км, почему бы эти щиты не залить нефтью. Ну это так, общие слова, демагогия, словом.  Рассмотрим лучше конкретные вещи на примере все того же Белого Тигра, ставшего полигоном отработки не только поисковых технологий на фундамент, но теоретических воззрений на происхождение нефти и формирование месторождений в фундаменте. Приведу данные органиков (смело с моей стороны так их называть, почему, объясню позже), раскрывающих таинство органической кухни по производству нефти осадочным котлом, окружающих месторождение Белый Тигр.

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.».

Вот и получается, что все попытки объяснения нефтегазоносности месторождения Белый Тигр, с позиций органической теории происхождения нефти не стоят выведенного яйца.
Как же объясняют бывшие органики (авторы приведенных цитат), нефтегазоносность месторождения Белый Тигр? Очень просто, сам гранитный фундамент является нефтеродящим (!!!). Отнести гранитные породы кристаллического фундамента к нефтематеринским - смело, если не сказать абсурдно, воскресни Вассоевич, умер бы заживо. Хотя почему нет, Калинко считал же эвапоритовые толщи солеродных бассейнов нефтематеринскими (!!!). Недалеко то время, когда все магматические породы Земли отнесут к нефтематеринским, нужно же как-то объяснить квадротриллионы метаногидратов на базальтовом дне мирового океана.

Чего еще мы не насмотримся в этом театре абсурда.
Валерий Александрович, давно пора покинуть эту труппу, занавес закрывается.
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Ахмет Исакович!
Может быть занавес и закрывается, но еще окончательно не закрыт...
Все кажется достаточно аргументированным, и на время можно согласиться с наличием На Белом Тигре абиогенной нефти.
И все-таки вопрос: по какой методике подсчитаны запасы в трещиноватом резервуаре?
Насколько я понимаю,  как таковая,- она отсутствует. Иначе до сих пор запасы по трещиноватому бажену не считали бы совершенно условно по радиусу дренажа вокруг каждой скважины.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3976
    • Альтернативная нефть
Признание на Белом Тигре (БТ) абиогенной нефти - это большой шаг навстречу. Замечу БТ - наиболее изученный из объектов в фундаменте и там возможности для аргументации боковой миграции из осадочного чехла максимально благоприятные. В реальности же все это видимость, не более, реальность же такова, что признавая на БТ абиогенную нефть, нельзя ее отрицать ни на одном другом подобном объекте.

Запасы на Белом Тигре считали методом материального баланса (и объемным, тоже).
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Насколько я понимаю, оба этих метода слабо адаптированы к трещиноватым коллекторам, посему цифра запасов по БТ весьма сомнительна.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3976
    • Альтернативная нефть
Да, цифры сомнительны, но в другом смысле.
В ЦГЭ мы делали подсчет и запасы у нас получались существенно большие, чем общепринятые (до млрд. тн). Цифры, Заказчику не понравилось, там свои политические заморочки.
Мы все адаптировали, работали с 3-х мерными моделями, которые сами строили, ГИС полностью сами переинтерпретировали, построили все кубы параметров, используя весь арсенал сейсмических атрибутов, многие из которых доступны только на нашей математике. Многое из сделанного - уникально, не зря вьетнамская сторона повторно заключила с нами контракт и их специалисты приезжали к нам и в параллель, сидя за нашими столами, делали с нами проект - учились и перенимали опыт. Вообще, ЦГЭ - это уникальная организация, мы можем сделать все возможное и невозможное, есть задачи, которые можно решить только в ЦГЭ.
Рекомендую
Нефть рождается дважды: в недрах Земли и в голове Геолога...
Oil borns twice: in the depth of the Earth and in the head of the Geologist...

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Если есть потребность в более широком распространении уникального опыта ЦГЭ, то НП НАЭН могло бы оказать содействие в этом деле.