Голосование

Ваше отношение к органической теории меняется в процессе знакомства с форумом?

Да меняется, в пользу неорганической
6 (100%)
Нет, остаюсь убежденным органиком
0 (0%)
Я усомнился, но поменять убеждения не могу
0 (0%)

Проголосовало пользователей: 6

Автор Тема: Нефть неорганическая VS органическая, аргументы за и против  (Прочитано 207077 раз)

0 Пользователей и 2 Гостей просматривают эту тему.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Есть подозрение, что этот разрез  весьма общего характера. Где разломы?

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
По разломам, есть только такая мелкомасштабная тектоническая карта.
 :-\

Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
Ещё одна.
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Маловато будет для аргументированного ответа.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
Чем богат, других материалом по разломам пока нет.

 ::)
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
http://www.ihs.com/pdfs/Orinoco_Oil_Belt_Heavy_Oil_Interpretation_using_IHS_Kingdom.pdf

Цитировать
Abstract
This work reviews some geological and geophysical
characteristics of the crude oil and the reservoir rocks in the
Orinoco Oil Belt. Expected seismic responses are also analyzed,
as well as seismic data. Usual conditions and recommendations
are given about the use of Direct Hydrocarbon Indicators
(DHI) and the use of IHS Kingdom attributes and Spectral
Decomposition to facilitate the interpretation.
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
http://www.nature.com/nature/journal/v426/n6964/box/nature02134_bx1.html

Box 1. The mothers of all petroleum systems
From the following article:

Biological activity in the deep subsurface and the origin of heavy oil

Ian M. Head, D. Martin Jones and Steve R. Larter

Nature 426, 344-352(20 November 2003)

doi:10.1038/nature02134


Box 1 Figure 1 Foreland basin petroleum systems are major heavy oil provinces. An idealized foreland basin petroleum system with source rocks in the platform sediments, a regionally extensive reservoir sandstone sequence and a regionally extensive seal. Mature oil source rocks in the basin depocentre charge the flank traps where the oils biodegrade and tar sands accumulate. a, b, The foreland basin forms during the period of active deformation and subsequently buries the source rocks present in the pre-foreland basin passive margin sequences and any source rocks formed in the foreland basin itself into the oil window (temperatures of approx100–150 °C). c, Oil migrates to the shallow cool basin flanks over distances of several hundred kilometres. Biodegradation of the oil occurs, increasing viscosities and helping to trap the degraded oil


 :P
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Стало теплее, но далеко еще до ясности...
Разломы появились.
Начальная версия ответа на вопрос
 (как в зону активного водообмена будет "всплывая засасывать" тяжёлую нефть?)
 может быть таким:
в зоне активного водообмена тяжелая нефть осталась после нисходящей миграции легких УВ по активному разлому.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
...Начальная версия ответа на вопрос
 (как в зону активного водообмена будет "всплывая засасывать" тяжёлую нефть?)
 может быть таким:
в зоне активного водообмена тяжелая нефть осталась после нисходящей миграции легких УВ по активному разлому.

Тяжёлая нефть образовалась в зоне активного водообмена "in situ"?

 :o  ;D
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
...Начальная версия ответа на вопрос
 (как в зону активного водообмена будет "всплывая засасывать" тяжёлую нефть?)
 может быть таким:
в зоне активного водообмена тяжелая нефть осталась после нисходящей миграции легких УВ по активному разлому.

Тяжёлая нефть образовалась в зоне активного водообмена "in situ"?

 :o  ;D

Для ответа на этот вопрос нужна детальная реконструкция тектонического развития этой зоны. Пока предполагается, что эта залежь вторичная.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
http://www.vesti.ru/videos/show/vid/536843/#/video/http%3A%2F%2Fplayer.rutv.ru%2Fiframe%2Fvideo%2Fid%2F624437%2Fstart_zoom%2Ftrue%2FshowZoomBtn%2Ffalse%2Fsid%2Fvesti%2FisPlay%2Ftrue%2F

Нефть реки Ориноко. Специальный репортаж

Полезно посмотреть для общего представления о чем собственно идёт речь.
 ::)
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Точно такая нефть была на Каменском мес-и (Припятский прогиб). А там залежь точно вторичная.

Оффлайн Шевченко Николай Борисович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 1535
Валерий Александрович, так Вы предполагаете  что высоковязкая нефть в Оринокском поясе образовалась преимущественно "органическим" путём, а в фундамент затекла и с чем-то там смешалась?

 :D
Основная функция науки - описать, объяснить и спрогнозировать.

Оффлайн Карпов Валерий Александрович

  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 4527
Такой вариант не исключен, но для более предметной оценки нужны конкретные факты.

Оффлайн Тимурзиев Ахмет Иссакович

  • Administrator
  • Hero Member
  • *****
  • Сообщений: 3959
    • Альтернативная нефть
Конкретные факты:

Владимир Борисович отстаивал идею, что разница в плотностях воды, нефти и природного газа не может быть движущей силой в их миграции и аккумуляции. Эта идея увеличила количество врагов ученого, ведь «теория» гравитационной миграции и аккумуляции нефти и газа является главным компонентом в геологии биогенных нефти и газа и за более чем 100 лет глобального господства превратилась в нечто, похожее почти на святую парадигму. На нее еще и сегодня надеются многие, хотя уже не только теоретические соображения, но и реальные факты не свидетельствуют об ее естественности. Например, в гигантских газовых месторождениях Дип-Бэйсн и Милк-Ривер (255 млрд. м3), Канада, а также Сан-Хуан (935 млрд. м3), США, все запасы природного газа сосредоточены в наклонных пластах так, что пластовая вода всегда залегает вверх по их восстанию (выше от всех залежей газа), насыщая только там очень пористые и проницаемые пески и песчаники [37]. Между газоносной и водоносной зонами нет тектонических, стратиграфических, литологических или гидродинамических экранов-барьеров, однако даже вышеупомянутые колоссальные массы природного газа с их не менее колоссальной силой всплывания не перемещаются вверх по восстанию, не мигрируют вверх по наклону пластов (рис. 1).


Источник: http://jumboresources.com/assets/images/Blog/Doc1.jpg

Рис. 1. Сверхгигантское (12,5 трлн. м3 газа) месторождение Дип-Бэйсн, Канада, в разрезе и плане [37]. Условные обозначения: 1 – неколлекторские негазоносные отложения различных (1-22) свит и формаций; 2 - промышленно газоносная площадь; 3 - промышленно газоносная толща, сложенная неколлекторскими (пористость до 10%, проницаемость 0,0001-0,005 мдарси) породами; 4 - нефтяные залежи (140 млрд. т) Атабаски; 5 - крупнопористые водоносные пески, песчаники и конгломераты проницаемостью 50-1000 мдарси; 6 - направление инфильтрации; 7 - надвинутые отложения Скалистых гор; 8 - глубинный разлом на границе между Дип-Бэйсн и Скалистыми горами.

Газ здесь залегает в непроницаемых, очень тонко пористых, плотных песчаниках, алевролитах, аргиллитах, каменных углях, глинах и глинистых сланцах, Т.е. в том, что в нефтегазовой геологии называют породами-покрышками, а не породами-коллекторами нефти и газа. В этой горной массе не действуют и пресловутые капиллярные силы: они не переместили газ из небольших пор газоносной зоны в крупные поры водоносной зоны, а воду - из этих крупных пор в наименьшие поры газоносной зоны того же пласта. Таким образом, упомянутые газовые месторождения, где эксплуатируют¬ся тысячи газовых скважин, бесспорно доказывают, что представления о биогенезисе нефти и газа, а также гравитационная и капиллярная схемы их миграции и аккумуляции не согласуются с реальными фактами.

В.Б. Порфирьев считал, что наилучшим объектом, где проверяется надежность любой теории происхождения нефти, являются сверхгигантские месторождения - в сотни километров длиной и с запасами в 120-140 млрд. т нефти, как, например, Атабаска в Канаде. Он убеждал, что такие место-рождения не могут образоваться из тонко рассеянной в глинах ископаемой органики, что так называемые «нефтегазоматеринские» осадочные породы - просто логично выглядящая научная фикция.

Недавно это стало ясно и из фундаментальных исследований, выполненных самими же сторонниками биогенезиса нефти. Так, когда суммарные геологические запасы нефтяных песков Атабаски, Уобаски, Колд-Лейк и Пис-Ривер определялись в 210-220 млрд. т, в Западно-Канадском бассейне изучены горные породы с керогеном, определены его концентрации и установлено, что эти породы могли бы предоставить для первичной миграции такое количество нефти, которое равно всего лишь 7% вышеупомянутых ее запасов. Это ¬результат использования общепринятой количественной геохимической модели катагенного происхождения нефти, Т.е. модели, где в генерируемой массе УВ соотношение нефть/газ = 75/25; суммарная эффективность первичной и вторичной миграции нефти, а также ее аккумуляции равна 35%, тогда как биодеградация нефти не менее 20% (у её залежей в Ата-баске, Уобаске, Колд-Лейк и Пис-Ривер) [39]. Сейчас, однако, согласно данным Министерства энергетики Канады, суммарные геологические запасы этих месторождений уже не 210-220, а 480 млрд. т. Кроме того, здесь же, но глубже, в нижнекаменноугольных - девонских известняках и доломитах, залегают 215 млрд. т нефти месторождения «Карбонатный Треугольник», а вниз по падению осадочной толщи от него, Атабаски, Уобаски, Колд-Лейк и Пис-Ривер, уже в месторождениях Милк-Ривер и Дип-Бэйсн, - еще, соответственно, 255 млрд. м3 и 12,5 трлн. м3 природного газа [37].

В Саудовской Аравии, где геологические запасы нефти равны 160 млрд. м3, выявленные и хорошо изученные «нефтематеринские породы» содержат около 10% (по объему) керогена и имеют объем, равный 5000 км3. При коэффициенте превращения керогена в битумы, равном 15%, и коэффициенте миграции нефти в 10% общепринятая количественная геохимическая модель катагенно-биотического нефтеобразования дает возможность вычислить объем нефти, якобы генерированной здесь нефтематеринскими породами. Расчет производится следующим образом. Объем нефтематеринской породы - 5000 км3, объем керогена - 500 км3 (10% объемных), объем «генерированного» битума - 75 км3 (l5%-ное превращение) и объем «мигрировавшего» битума-нефти – 7,5 км3 (коэффициент миграции 10%), т.е. 7,5 млрд.м3. Таким образом, при постулированных условиях и процессах, из нефтематеринских пород могли бы мигрировать только 7,5 млрд. м3 нефти, а это менее 5% от за-пасов нефти в Саудовской Аравии [30].

Аналогичное выясняется и при поиске биогенного источника для нефти, залегающей в 300 пластах песка и песчаника месторождения Боливар-Прибрежное, расположенного на суше и в оз. Маракайбо (Венесуэла), если при этом использует¬ся общепринятая количественная геохимическая модель биогенно-катагенного нефтеобразования и типичные геохимические данные. Ими являются следующие. Содержание керогена в нефтематеринской породе – 2,5% по объему (т.е. 1,0% по массе); вероятность превращения керогена в битумы - около 10%; способность к миграции и аккумуляции этих битумов (нефти) - около 5%. Иначе говоря, 1 м3 нефтепроизводящей породы содержит 2,5×10-2 м3 керогена, который генерирует 2,5×10-3 м3 битумов или 1,25×10-4 м3 нефти. Исходя из этого нефтегенерационного потенциала и того, что Боливар-Прибрежное первоначально содержало 31,8×109 м3 нефти, необходимый объем нефтематеринской породы определялся равным 2,54×1014 м3. Это соответствует площади нефтегенерационного бассейна диаметром 570 км, если мощность нефтепроизводящей горной породы измеряется 1000 м. Такой породой в бассейне Маракайбо считается только известняк Ля-Люна мелового возраста. Однако его мощность не 1000, а 91 м [31], и тогда упомянутый диаметр становится соответственно равным 5700 км, так что внутри этого нефтегенерационного (нефтесборного) бассейна оказываются и вся Венесуэла, и вся Колумбия, северные территории Бразилии и Боливии, северные Анды и Гайанское нагорье (Гвианский докембрийский кристаллический щит), а также крупные площади в акватории Атлантики, Карибского моря и Тихого океана.

Вероятно, поэтому до сих пор никто и не пытался с помощью общепринятой количественной геохимической модели биотического нефтеобразования отыскать и определить размеры нефтегенерационного - нефтесборного бассейна для 475-600 млрд. т нефти Оринокского нефтяного пояса в той же Венесуэле?

Источники: Полный текст можно прочитать здесь:

1. Владимир Борисович Порфирьев. Ученый, геолог, педагог, человек. - Киев. Научное издание Института геологических наук НАН Украины, 2000. - 364 с.
или
2. http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-7-2013/3_Gozhik-Kraushkin_1-7-2013.pdf
« Последнее редактирование: Сентябрь 13, 2014, 01:30:39 pm от Тимурзиев Ахмет Иссакович »
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...