Голосование

Как Вы относитесь к понятию и к сути понятия "тектоноблендер"?

Положительно, это развитие учения о разломах
2 (25%)
Отрицательно, это профанация и дискредитация учения о разломах  
5 (62.5%)
Затрудняюсь ответить
1 (12.5%)

Проголосовало пользователей: 8

Автор Тема: От разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад  (Прочитано 314058 раз)

0 Пользователей и 1 Гость просматривают эту тему.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Интересный поворот. Чем смогу, - с радостью.

Когда  бурилась К...я скважина (с нефтью в фундаменте), уже тогда возникло подозрение об ее особом положении.
Как мне помнится, - у пересечения двух разломов. К сожалению, тогда идея была незрелой. Опять же по памяти (могу ошибаться): в магнитном поле -положительная аномалия, в грави-отрицательная. Сейчас я предполагаю, что эта залежь обязана тектоноблендеру. Этот участок- яркая "печка", от которой можно "станцевать" и вытащить всю цепочку тектоноблендеров.

Онлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 8072
  • Зинатов Хайдар Галимович
Конечно, Хайдар Галимович!
Но тут генезис УВ становиться не причем, т.к. к этому времени(времени последней активизации разлома) все залежи (органические и неорганические) были в основном сформированы. Тектоническая активизация привела к переформированию этих залежей и образованию нового рисунка вторичных скоплений. И я сомневаюсь, что Вашим антиклиналям повезло: процесс мог опустошить некоторые из них. Такого не наблюдается? Я подобное видел в центре и на юге Припятского прогиба, на юге З.Сибири, в В.Сибири. Такое могло случится в регионах, которые считаются территориями неясных перспектив ит.п.  Там же кое-где наблюдаются гидродинамические и температурные инверсии. О последних - ниже.
Валерий Александрович, дивляюся я на Вас! Понятно, что Вы , как член Клана сторонников  подавляющего биогенного образования месторождений УВ, я так..думаю :D, пустились в диспут со сторонниками Клана лодавляющего глубинного образования месторождений УВ на Земле. Это "временно"? Или Вы  находитессь "на распутье? :)  :) >:(. Ну, да ладно.
1. Ув-носные антиклинали, естественно, не мои. Антиклинальная теория - достояние всех геологов -нефтяников Земли. Представьте себе (трудно представить, поскольку, как сказал Михал Михал Жванецкий о том "Что я не успел сделать в своей жизни": " И Крейсер под моей командой уже не выйдет в нейтральные воды. Не то что в нейтральные, из своих вод не выйдет"): Вас или меня направили в НГБ весьма перспектвный для выяления месторождений нефти и газа: и битумные озера есть, и месторождения битумов в самых верхних слоях земной коры, болота "дышат" метаном, и когда-то, при "царе-горохе" или шахе, черпали нефть из колодцев ведрами. Вы с чего начнете? Я, даже не будучи нефтяником, не зависимо от геодинамики региона, "начну на всю катушку раскручивать" "Антиклинальную теорию прогноза и поисков месторождений УВ" (АТ). После того, как я ичерпаю возможности АТ, я начну осваивать опыт Салманова и Юсупова, и другие представления о нетрадиционных залежей УВ. А другого пути пока никто не придумал. Это 150-летний опыт нефтяников. Да и Вы никуда не денетесь с этой "подводной лодки" - тектоноблендеры никого в новых регионах интересовать не будут. N'est-ce pas, Валерий Александрович?
2. Валерий Александрович, и я много раз повторяю, что действие современных полей напяжений могут разрушать месторождения УВ.
А в целом (ничего личного) у татарского народа есть поговорка ; "Сукыр - узенекен укыр". По русски: "Слепой - будет читать своё". Это в равной степени относиться к адептам, как биогеного, так и глубинного формирования месторождений УВ. И ко мне то жеж :). Хуже или , м.б., печальнее (?) когда "слепой" - умышленно "слеп": он не хочет расстаться со своими предсчтавлениями, которые сложились у него за всю трудовую жизнь, или блюдет представления и идей своего Клана. А тем более: куда денешься с этой-то "подводной лодки"? :D :( >:(.
Время нас рассудит.

« Последнее редактирование: Июнь 19, 2016, 07:33:05 am от Зинатов Хайдар Галимович »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Хайдар Галимович!
"Хуже или , м.б., печальнее (?) когда "слепой" - умышленно "слеп": он не хочет расстаться со своими предсчтавлениями, которые сложились у него за всю трудовую жизнь, или блюдет представления и идей своего Клана." - это не про нас с Вами.
Не про меня, т.к. -, как Вы сказали, -"на распутье", а потому, - скорее полигенщик (дуалист), за что однажды был "бит" Ахметом Иссаковичем. Да, - не очень хорошая позиция, неблагозвучная где-то, но вынужденная, ибо НЕ ВЕРЮ просто так НИКОМУ, только фактам, которые толкуются разно, потому вынужден ПРИСЛУШИВАТЬСЯ КО ВСЕМ.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Онлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович
Administrator
Hero Member
*****
 
Сообщений: 1198
Альтернативная нефть  E-mail  Личное сообщение (Онлайн)

Западная Сибирь: вчера, сегодня, завтра центра нефтегазодобычи России
« Ответ #7 : Сегодня в 12:22:20 pm »
Цитировать
Это верно, Вы отметили,  Валерий Александрович.

А вот напрашивается законный вопрос в связи с Вашим комментарием моей Сургутской поездки. Вы пишете: "А Фроловская впадина с сюрпризами. При обилии разломов тектоноблендеров может быть единицы. А обилие нефтегазопроявлений по осадочному чехлу (и в фундаменте) при малом числе значимых залежей - специфика этих земель".

 - Много разломов (тектоноблендеров), мало нефти - невязка вроде бы; какое объяснение?
 - Как эти конкретные разломы, картируемые сейсморазведкой МОГТ-3D, отличить от тектоноблендеров (критерии дифференциации, ранжирования)?
 - Как работать с этими разломами (тектоноблендерами) при проектировании скважин на фундамент, юрские пласты, да чтобы скважины были высокопродуктивные?

Может Ваше видение поможет разобраться с этим объектом, за что буду Вам благодарен.

К слову, Ахмет Иссакович, о возможности использования неотектоники:
К вопросу о тектоноблендере.
 
Из статьи  "Космодешифрирование ХМАО-Югры. Тектонически активные зоны"
А.Л. Клопов (АУ «Научно-аналитический центр рациональногонедропользованию им. В.И. Шпильмана»)
http://www.oilnews.ru/ (#25)
 
 
 
Выявленные области, зона и участки удалось дифференцировать по степени возможной тектонической активности. Их четыре: высокоактивная, интенсивная, пассивная, инертная.
Наиболее нефтеперспективными рассматриваются первые две группы напряженности не только космографических деформаций сжатия, но и нейтральных. Бесперспективны для нефтепоиска отдешифрированные площади вероятного тектонического растяжения, особенно с высокоактивной и интенсивной группами напряженности
Далеко не все интерпретаторы сейсморазведочных работ выделяют такие разрывные нарушения, показывая на профилях только сбросы или взбросы, т.е. вертикальные или субвертикальные разломы. В.И. Шпильман объяснял такое обстоятельство тем, что из-за искажения соотношений вертикального и горизонтального масштабов профиля не выделены многие надвиги [Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО, 2001].
Деструктивные линейные зоны могут быть не только нефтеподводящими и миграционными каналами, но и разрядками сейсмической активности. Глубокое бурение в их пределах обычно сопровождается многочисленными осложнениями.
Таким образом, далеко не все тектонически активные зоны (круговые, полосовые, площадные сжатия) на исследуемой территории благоприятны для нефтепоиска. Линейные зоны дешифрируемых тектонических деформаций следует, скорее всего, отнести к группе риска. Кинематику последних только одним космодешифрированием установить не удается.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3936
    • Альтернативная нефть
Это было мнение А.Л. Клопова и В.И. Шпильмана. Какое Вы видите объяснение:

- Много разломов (тектоноблендеров), мало нефти - невязка вроде бы; какое объяснение?
 - Как эти конкретные разломы, картируемые сейсморазведкой МОГТ-3D, отличить от тектоноблендеров (критерии дифференциации, ранжирования)?
 - Как работать с этими разломами (тектоноблендерами) при проектировании скважин на фундамент, юрские пласты, да чтобы скважины были высокопродуктивные?
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
"Много разломов (тектоноблендеров), мало нефти - невязка вроде бы; какое объяснение?"
Много разломов, но сколько этих тектоноблендеров, это и следует узнать.
Если верить Клопову, градация разломов по степени активности возможна. А поскольку геодинамическое поле включает сейсмическое, тепловое, грави- и магнитное поля, каждое из которых в сочетании с другими обуславливает главные условия нефтегазонакопления и определяет критерии прогнозирования ловушек УВ, то стоит пробовать делать эту градацию по схеме:
- оценка степени активности разломов (история развития-палеотектонический анализ, неотектоника, современные движения);
-анализ полей силы тяжести,  отражающих вторичные разуплотнения в разломных (приразломных) зонах, выявляющиеся в виде локальных гравиминимумов;
-анализ магнитного поля с целью  выделения активных разломных зон в виде аномалий с повышенной магнитной напряженностью;
 -анализ теплового поля: наибольший интерес представляют положительные температурные аномалии, коррелируемые с активными разломами;
-геохимические данные.
Определенные возможности, видимо, есть у 3Д (динамические и пр. характеристики).
Но все это в общем, а конкретика - в материале.
И без всего этого может решить проблему Николай Михайлович...

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
По мне, "тектоноблендер" как понятие наполовину БЕЗМЫСЛЕННОЕ.
Органическое происхождение нефти - анахронизм оставшийся нам от предыдущих поколений исследователей, такой же как "первичная миграция", "девонско-протерозойская" нефть,  "нефтематеринские" свиты, "субдукция" и т.д. и т.п.
Не вижу никакого физико-химического смысла в обосновании образования нефти его использовать.
Разве, что для безмысленно виртуального торга -
"Вот эти поллитра нефти -"органические", а вот эти поллитра - глубинные".

 ::) 
« Последнее редактирование: Ноябрь 28, 2014, 03:24:54 pm от Шевченко Николай Борисович »
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3936
    • Альтернативная нефть
Николай, мы здесь боремся и за "души" органиков, может удастся кого из них вернуть в лоно Истины.
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
По мне, "тектоноблендер" как понятие наполовину БЕЗМЫСЛЕННОЕ.
Органическое происхождение нефти - анахронизм оставшийся нам от предыдущих поколений исследователей, такой же как "первичная миграция", "девонско-протерозойская" нефть,  "нефтематеринские" свиты, "субдукция" и т.д. и т.п.
Не вижу никакого физико-химического смысла в обосновании образования нефти его использовать.
Разве, что для безмысленно виртуального торга -
"Вот эти поллитра нефти -"органические", а вот эти поллитра - глубинные".

 ::)

Для того, что бы делать такие заявления, уважаемый Николай Борисович, сначала стоит перестать путаться в понятиях:
"Органическое происхождение нефти - анахронизм оставшийся нам от предыдущих поколений исследователей, такой же как "первичная миграция", "девонско-протерозойская" нефть,  "нефтематеринские" свиты, "субдукция" и т.д. и т.п." - это все про нефтегазообразование.

ТЕКТОНОБЛЕНДЕР  - регулятор  НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ.
[/b
Разницу улавливаете?

Предлагаю турнир:
я озвучиваю 3 факта в пользу тектоноблендера, Вы  так же - 3 факта против.
Но, подчеркиваю, ФАКТЫ. У Вас с этим делом в последнее время было как-то слабовато....

Онлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 8072
  • Зинатов Хайдар Галимович
Уважаемые Валерий Александрович и Ахмет Иссакович, не хочется глубоко входитьв ваш спор о "нисходящей миграции нефти". Могу сказать только свои размышления об этом постулате, на примере  Ромашкинского месторождении нефти, следующее. Если: 1) залежи нефти накопились  от воробьевских до пашийских отложений, залегающих на породах фундамента, благодаря надежной и слабо нарушенной разломами покрышке  из глин кыновских отложений; 2) по мнению сторонников биогенного образования месторождений нефти одними из "надежной" нефтематеринской толщи на площади Ромашкинского месторождения являются "доманиковые отложения", залегающие выше кыновских глин - на саргаевских оложениях, то несомненно, с точки зрения сторонников биогенного образования нефти, Ромашкинское месторождение-гигант могло образоваться только и только (!!!) в результате "нисходящей миграции УВ" из доманиковых отложений.  Ну, не в результате же восходящей миграции УВ из фундамента. Логично? Логично! Только вот возникает "алогичная загвоздочка": это, что жеж надежные , в качестве покрышки, кыновские глины работали "по закону нипеля" - одностороннго клапана ? То есть, кыновские глины УВ из залежей нефти, сквозь себя, вверх не очень-то пущают, а хилые притоки УВ из "доманиковых отложений" вниз, в ромашкинские залежи нефти,  бодро пропускают. Если это так, то пусть сторонники биогенного образования нефти и "нисходящей миграции нефти", хотя бы мне -"Фоме-неверующему", подробно эту "алогичную загвозку" объяснят :(. О роли месторождений каменного угля в РТ, как источника УВ для подпитки крупных месторождений УВ, да ещё с позиций рассматриваемого постулата, по-моему, вообще лишено смысла и попахивает теоретическим волентаризмом :(.
 Я понимаю, что в Природе бывают иключения, подтверждающие правила и в лабораториях можно всё доказать и получить "хоть Чёрта в супе", но не в гиганских масштабах земной коры.
« Последнее редактирование: Ноябрь 30, 2014, 10:38:32 pm от Зинатов Хайдар Галимович »

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Один (и не самый слабый) ход, уважаемый Хайдар Галимович, это пользоваться уже готовыми конструкциями.
НИСХОДЯЩАЯ ФИЛЬТРАЦИЯ УЖЕ ДОКАЗАНА (не мной).  Если есть сомнения, стоит поспорить с этими авторами. Я лишь могу привести новые факты в пользу этой конструкции, что и делаю (см. выше).

Онлайн Зинатов Хайдар Галимович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 8072
  • Зинатов Хайдар Галимович
Ладно, Валерий Александрович, почитаю.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
А пока зарядка...
На Талаканском месторождении (Якутия) в осинском горизонте пластовое давление равно 18мгп (на гл. 1700м). В талахском горизонте -22мгп (на гл.2300м). Куда "потечет" флюид во время активизации разлома(соединения этих двух резервуаром?
Вопрос решается методом сравнения приведенных давлений. В данном случае давления приводятся к гл.2300
 Получается: пл. давление в осинском горизонте (на гл.2300 м) должно быть 24,4мгп.((18мгп/1700)х2300)
Т.е, движение флюида в момент активизации разлома направлено от больших давлений(с осинского гор.-та к талахскому), т.е., СВЕРХУ - ВНИЗ.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
Валерий Александрович, взгляните повнимательней на прилагаемый рисунок.
Если присмотритесь, то можете заметить стрелочки которые направлены к  пространству образовавшемуся при раскритии разломов.
Это характеризует движение флюидов направленное к разреженному пространству активизированной разломной зоны и перемещении их вверх.
Активизированная разломная зона работает по принципу СТРУЙНОГО НАСОСА.
Это означает, что:
- высокие давления формируются в зоне разгрузки, а анамольно низкие в зонах подсоса.
А в связи с этим  находит естественное объяснение разницы давлений в зонах разгрузки и зонах подсоса . Там где разгружались флюиды - пластовые давления выше, где подсасывалось - ниже.

 ;)
« Последнее редактирование: Декабрь 01, 2014, 03:06:08 pm от Шевченко Николай Борисович »
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3936
    • Альтернативная нефть
Это все казуистика, Валерий Александрович, Вы рассматриваете текущее, релаксированное состояние пластовых резервуаров, а нужно рассматривать движение пластовых флюидов в момент формирования залежей. Так вот, во время формирование залежей, сверхгидростатическое давление в глубинной напорной флюидной системе превышало не только гидростатическое, но и литостатическое давление.

Современные, релаксированное давление не отражает желаемое Вами нисходящее направление движения флюидов, а лишь степень консервации пластовых систем с учетом тех или иных условий их сохранности от рассеивания. При изучении гидродинамических систем современных залежей нужно обязательно сопоставлять их с экранирующими свойствами покрышек, контролируемых залежей (1), фазовым составом залежей, с учетом газового фактора (2), и не забудьте при расчетах пластовых давлений учитывать фактическую плотность флюида в разрезе (3), тем более в Восточной Сибири Вы имеете дело с рассолами, плотность которых далека от 1.

Потом, Валерий Александрович, нужно понимать законы физики и глубинной гидродинамики, в частности. В пластовых условиях мы имеем дело с замкнутыми гидродинамическими системами и, чтобы Ваша водичка потекла вниз, да еще при столь низких градиентах, нужно вытеснить флюиды из пор и трещин нижележащих пластов (как Вы должны понимать, пустоты там нет), куда Вы хотите перелить флюиды из вышележащих пород. При этом газ вниз не пойдет (разность плотности), а жидкость (нефть, вода) несжимаемы, в силу чего для вытеснения и освобождения пустотности для транспорта флюидов сверху-вниз, необходимо проделать работу по формированию новой пустотности (трещиноватости) в объеме, сопоставимом с объемом низвергаемой Вами сверху водички. Так вот, проделать эту работу возможно при условии превышения давления флюидов нисходящего потока над величиной минимального бокового давления горных пород, равного давлению разрыва пород на отрыв на новой глубине.

Образование вертикальных трещин гидроразрыва (необходимых для нисходящей миграции) начинается при Рпл > Рminбок,

Рбок = Pгор × λ = Pгор × (µ/1–µ), где λ – модуль Юнга или коэффициент бокового распора, µ – коэффициент Пуассона. Для пород платформенного чехла коэффициент Пуассона изменяется в широком диапазоне 0,1-0,4. Наиболее типичное значение µ≈0,23-0,25, модуля Юнга λ≈0,3. Соответственно, боковое горное давление (Рбок) составляет порядка 1/3 (для случая плоско-изотропной среды Pzгор > Pyбок = Рxбок) от полного вертикального горного давления (Рzгор).

Вот и попробуйте решить задачку, где флюид с давлением 18 МПа (на гл. 1700 м) должен создать трещины гидроразрыва на гл.2300 м, где минимальное боковое давление превысит 19 МПа, для того, чтобы там разместиться.

Неувязка выходит, не побежит Ваша водичка вниз, Валерий Александрович, если только Вы насос не задействуете для этого.

Если взять среднюю величину коэффициента Пуассона на глубине 2300 м для осадочных пород 0.25, мы получим величину минимального бокового давления горных пород давление разрыва
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...