7. Нефть и газ 2 Разработка, разведка, поиски, прогнозирование



жүктеу/скачать 0.67 Mb.
бет6/9
Дата12.07.2016
өлшемі0.67 Mb.
#195553
1   2   3   4   5   6   7   8   9

Леонов М.Г.
   Тектоника консолидированной коры = Tectonics of the consolidated crust / М. Г. Леонов. - М.: Наука, 2008. - 454,[2] с.,[28]л.ил.,[1]л.портр.: ил.,табл. - (Труды Геологического института / РАН, ISSN 0002-3272; вып.575). - Библиогр.в конце гл. - Рез.англ. - ISBN 978-5-02-035780-8.

В монографии рассмотрен широкий спектр вопросов, связанных с изучением консолидированного слоя земной коры в пределах молодых и древних платформ, складчатых поясов, срединных массивов, внутриконтинентальных орогенов. Дан обзор представлений о консолидированной коре; сформулирова­ны понятия «консолидированная кора» и «фундамент»; описаны механизмы структурно-вещественной переработки пород фундамента на плитной стадии развития и в период тектонической активизации; предложены модели геодинамической эволюции крупных геоструктур земной коры. Выявлены законо­мерности структурно-вещественной и геодинамической эволюции консолидированной коры континен­тов; установлены формы проявления тектонических движений и образования специфических структур­ных ансамблей; показаны механизмы формирования новых объемов гранитно-метаморфического слоя; предложена модель формирования коллекторов УВ сырья в кристаллических толщах фундамента. Книга является первым капитальным трудом по тектонике консолидированной коры и не имеет аналогов ни в отечественной, ни в зарубежной литературе.



  1. Г22756

   Литологические основы прогноза нефтегазоносности / В. В. Шиманский, Н. В. Танинская, Н. Н. Колпенская и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.323-326: ил. - Библиогр.: 7 назв. - Рез. англ.

  1. -2839

Ломтев В.Л.
   Признаки газоносности западного борта Татарского трога (Японское море) / В. Л. Ломтев, К. Ю. Торгашов, В. Н. Патрикеев
// Вестн.Дальневост.отд-ния РАН. - 2008. - №6.-С.63-71:ил. - Библиогр.:20 назв. - Рез.англ.

  1. -8903

Лукин А.Е.
   Самородно-металлические микро- и нановключения в формациях нефтегазоносных бассейнов - трассеры суперглубинных флюидов / А. Е. Лукин
// Геофиз.журн. - 2009. - №2.-С.61-92:ил. - Библиогр.:с.91-92. - Рез.укр.,англ.

С целью выявления участия суперглубинных безводных (сверхсжатых) газовых флюидов в формировании коллекторов нефти и газа, был проведен комплекс аналитических исследований (сканирующая электронная микроскопия с энергодисперсным микроанализом, дифрактометрия и др.) более 2000 образцов (около 50 месторождений). Их репрезентативность определялась широким географическим (Днепровско-Донецкая и Прикаспийская впадины, Тимано-Печорская провинция, Западная и Восточная Сибирь, Южновьетнамский шельф, Черноморский регион и др.) и стратиграфическим (докембрий – кайнозой) охватом, глубиной отбора (до 7 км), разнообразием петрографического состава (кварцевые песчаники, аркозы, граувакки, карбонаты, вулканиты, граниты, гнейсы, амфиболиты и др.) и физико-геохимических типов залежей (тяжелые, легкие и средние нефти, газоконденсаты, жирные, сухие метановые и кислые газы). Практически во всех образцах были установлены мезо-, микро- и наночастицы самородных металлов, интерметаллидов и природных сплавов. Их концентрация в образованиях, связанных с пульсационным внедрением, мгновенной конденсацией и «замораживанием» суперглубинных флюидов намного выше, чем в поровом пространстве коллекторов метасоматитов. Однако установленная повсеместная зараженность нефтегазоносных комплексов частицами самородных металлов, сплавов и интерметаллидов однозначно свидетельствует об участии флюидов в образовании коллекторов нефтяных и газовых залежей. Идентичность самородно-металлических ассоциаций, независимо от вещественного состава и возраста исходных пород, указывает на общий источник. При этом конкретные наборы элементов могут варьировать, однако некоторые из них (железо, никель, хром, титан, золото, вольфрам и др.) характеризуются сквозным распространением. Это свидетельствует о том, что минеральный состав субстрата и его петрофизические особенности играют роль в локализации гипергенного метасоматоза, а его окончательный результат в виде вторичного коллектора определяется энергетическим потенциалом и физико-геохимическими особенностями суперглубинного флюида при взрыве возникающих газовых пузырей на границе ядро – мантия. Химическое, структурное и морфологическое разнообразие частиц в сочетании со стохастичностью их распределения (формирование сростков несовместимых в породах земной коры металлов) указывает на многообразие механизмов возникновения и транспортировки этих частиц. Можно выделить четыре основных механизма образования самородно-металлических включений в коллекторах нефти и газа: - образование при взрывах на границе ядро – мантия непосредственно в жидком ядре и транспортировка во взвешенном состоянии потоками сверхсжатого газа; - кавитация во время вскипания флюида; - сублимация из газа непосредственно в коллекторе; - взаимодействие растворимых в газе соединений металлов с флюидопородными системами литосферы, их участие в процессе минералообразования. Самородно-металлические частицы в нафтидоносных комплексах можно рассматривать как трассеры сверхглубинных флюидов, основой которых является водородно-метановый поликомпонентный сверхсжатый газ. Постоянное присутствие минерально-геохимических сверхглубинных меток в нефтегазоносных коллекторах указывает на необходимость учета сверхглубинных факторов в формировании нефтегазоносных бассейнов. Можно даже говорить о сверхглубинных «корнях» не только крупных ареалов нефтегазонакопления, но, по аналогии с наиболее крупными рудными месторождениями, и отдельных гигантских нефтегазовых месторождений. Все вышесказанное коренным образом меняет существующие представления о генезисе нефти и газа и об углеводородном потенциале недр Земли.

  1. Г22733

Лычаков В.А.
   Оценка глубины начала разгазирования нефти по стволу скважины в зависимости от заданного режима её эксплуатации на примере Югид-Соплесского нефтяного месторождения / В. А. Лычаков
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.85-88: ил.,табл. - Библиогр.: 1 назв.

  1. -9741

Малюшко Л.Д.
   Метод ДГМ (диагностики генезиса минералов) - эффективный физико-химический способ локального прогноза залежей УВ при прямых поисках нефти и газа / Л. Д. Малюшко, Ю. И. Коробов, А. И. Ларичев
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №7.-С.45-50:ил.,табл. - Библиогр.:7 назв.

  1. -7024А

Марина М.М.
   Прогноз распределения типов органического вещества и очагов нефтегазообразования в отдельных нефтегазоматеринских отложениях Печорского моря / М. М. Марина, Ю. М. Берлин, В. Я. Троцюк
// Арктика и Антарктика. - 2007. - Вып.5.-С.42-53:ил. - Библиогр.:с.52-53.

На акватории Печорского моря с 1989 по 1999 гг. были открыты 6 месторожде­ний УВ сырья. Несмотря на довольно высокую степень геологической изученности ре­гиона, остаются нерешенными вопросы генезиса УВ и условий, определяющих их фа­зовый состав и масштабы генерации в различных структурах. Для их решения предлагается использовать авторский историко-генетический метод (1980, 1982, 1984, 1988 гг.), основанный на выделении в разрезах осадочных толщ потенциально нефтегазоматеринских отложений с прогнозом распределения ОВ, оценки степени его прогрева и прогноза очагов нефтегазообразования. Более половины месторождений Тимано-Печорской провинции имеет от 4 до 12 продуктивных горизонтов, приуроченных к различным стратиграфическим уровням – от силура до триаса. Геохимические исследования указывают на генетическую связь большинства нефтяных залежей с вмещающими литолого-стратиграфическими комплексами. В качестве основных материнских отложений выделяются силурийская – нижнедевонская, верхнедевонская и карбонатная нижнепермская толщи. По результатам комплексного анализа данных, полученных по наземным скважинам, была проведена экстраполяция на акваторию, в результате которой для каждой из трех материнских толщ составлены схемы распределения типов ОВ. Выделены четыре основных типа керогена: а) преимущественно сапропелевый; б) смешанный с преобладанием сапропелевого; в) смешанный с преобладанием гумусового; г) преимущественно гумусовый. В оценочных разрезах скважин Поморской, Северо-Гуляевской и Приразломной площадей рассчитаны современные температурные условия на границах выделенных литолого-стратиграфических комплексов. Эти температуры (82-96С) находятся в пределах, характерных для главной зоны нефтеобразования. По отражательной способности витринита в наземных скважинах спрогнозированы палеотемпературные условия залегания нижнепермских отложений в акватории. Предполагается, что они выше рассчитанных современных и определяют наиболее высокую степень прогрева пород нижней перми. На основании сопоставления пространственного распределения типов ОВ и палеотемператур составлена прогнозная схема распределения очагов нефтегазообразования в нижнепермских отложениях и выделены отдельные зоны генерации УВ. Зона начальной генерации (до 135С) преимущественно нефтяных УВ приурочена к продолжениям Варандей-Адзьвинской структурной зоны, Хорейверской впадины и Колвинского вала. Зона завершенного нефтеобразования (135-180С) прогнозируется на севере и северо-западе Печорского моря, где нижнепермские отложения, очевидно, реализовали нефтегенерационные возможности. Т.о., наиболее перспективными для поисков залежей нефти и газа являются неразбуренные структуры, расположенные в пределах выделенных очагов нефтегазообразования или в непосредственной близости от них. При этом отмеченная сопряженность выделенных в нижнепермских отложениях зон с определенным типом ОВ и УВ скоплений может быть использована для раздельного прогнозирования залежей нефти и газа.



  1. -1640

Марина М.М.
   Углеводородный потенциал осадочного чехла вала Шатского (в пределах Российского сектора Черного моря) / М. М. Марина, Ю. М. Берлин
// Докл.Акад.наук/РАН. - 2009. - Т.426,№5.-С.664-667:ил. - Библиогр.:15назв.

  1. -5995А

Медведев Ю.А.
   Совершенствование системы разработки нефтяных месторождений на основе структурно-гравитационного анализа / Ю. А. Медведев, А. С. Шубин, Л. С. Бриллиант
// Изв.вузов.Нефть и газ. - 2008. - №3.-С.50-52:ил. - Библиогр.:8 назв.

  1. -9195

   Метаноносность и перспективы освоения ресурсов метана угольных пластов бассейнов юга Дальнего Востока / А. И. Гресов, А. И. Обжиров, Е. В. Коровицкая, Р. Б. Шакиров
// Тихоокеан.геология. - 2009. - Т.28,№2.-С.103-116:ил.,табл. - Библиогр.:22 назв. - Рез.англ.

  1. -5746

   Методический подход к изучению и прогнозированию параметров природных резервуаров нефти и газа Южно-Каспийской впадины / М. Т. Абасов, Ю. М. Кондрушкин, Р. Ю. Алияров, Л. Г. Крутых
// Геология нефти и газа. - 2008. - №2.-С.27-33:ил.,табл. - Библиогр.:2 назв. - Рез.англ.

  1. Г22756

   Методы повышения эффективности прогноза нефтегазопоисковых объектов и пути обеспечения прироста запасов в Лено-Тунгусской НГП / В. П. Семенов, В. В. Кубетов, С. И. Савченко и др.
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности . - СПб., 2008. - С.552-559: ил. - Библиогр.: 1 назв. - Рез. англ.

  1. -9741

Микерина Т.Б.
   Геолого-геохимические критерии перспектив нефтегазоносности триасовых отложений в Западном Предкавказье / Т. Б. Микерина
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2009. - №3.-С.29-39:ил.,табл. - Библиогр.:10 назв. - Рез.англ.

С целью прогноза нефтегазоносности триасовых отложений Западного Предкавказья проведена оценка их нефтегазопроизводящих свойств на основе систематизации и обобщения результатов геохимических исследований РОВ, выполненных в течение 1950-1990-х гг. Исследования по определению катагенетической преобразованности РОВ средне- и верхнетриасовых отложений выявили различия температурного режима, обусловленные различными скоростями осадконакопления и геотектонического режима. В целом установлено, что различия современных параметров теплового поля (пластовые температуры, величины геотермических градиентов, удельных тепловых потоков и тепловых потоков) не оказывают заметного влияния на состав и распределение РОВ и его битуминозных компонентов в триасовых отложениях. Это связано с высокой степенью катагенетической превращенности ОВ и, соответственно, с утратой породами нефтегенерационных свойств. Для РОВ среднетриасовых отложений характерно улучшение битуминологических показателей (коэффициента битуминизации, содержания УВ в групповом составе ХБА, степени катагенетической преобразованности по данным ИКС) в зоне сочленения Западно-Кубанского прогиба и С-З Кавказа. По геохимическим критериям на юге региона отмечается повышение нефтематеринского потенциала. Многочисленные нефтепроявления в средне- и верхнетриасовых отложений в зоне сочленения Западно-Кубанского прогиба, Адыгейского выступа и северном склоне С-З Кавказа, газопроявления на отдельных площадях, а также близость качественного и количественного состава и преобразованности ОВ позволяют предполагать возможность наличия в триасовом комплексе залежей нефти и газа на больших глубинах.



  1. -9741

Митрофанов В.П.
   О варианте уточнения нефтенасыщенности старых месторождений / В. П. Митрофанов
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2008. - №1.-С.9-14:ил.,табл. - Библиогр.:5 назв.

В ООО ПермНИПИнефть для количественной оценки водонасыщенности пород при различных давлениях вытеснения в диапазоне до 0,5 МПа были исследованы 57 образцов из разновозрастных карбонатных отложений 4 месторождений в пределах Башкирского свода Пермского нефтегазоносного региона. В результате проведенных исследований установлено, что аналогом остаточной воды для гидрофобных пород-коллекторов нефти и газа Пермского Прикамья является водонасыщенность, моделируемая при давлении вытеснения 0,5 МПа и 7 сут выдержки на каждой ступени давления. Получены зависимости соотношений водонасыщенности, моделируемой при различных давлениях вытеснения, характеризующиеся высокой степенью связи и позволяющие надежно корректировать водонасыщенность, получаемую при давлениях вытеснения менее 0,5 МПа. Обоснован способ корректировки параметра насыщения с учетом установленных их изменений, соответствующих конкретным значениям водонасыщенности пород, моделируемой при различных давлениях вытеснения. На основании исправленных величин остаточной водонасыщенности и параметра насыщения предложен методический подход переинтерпретации начальной насыщенности карбонатных залежей. Это позволяет при практических расчетах нефтенасыщенности использовать данные предыдущих лет без бурения новых скважин и проведения дополнительных исследований.

  1. Б75282

   Некоторые особенности состава поровых вод из отложений газогидратоносных очагов разгрузки флюидов в северо-западной части впадины Дерюгина: (результаты экспедиции 2006 по проекту CHAOS III) / Е. В. Бекетов, Т. В. Матвеева, Л. Л. Мазуренко и др.
// Геология морей и океанов. - М., 2007. - Т.3. - С.88-91: ил. - Библиогр.: 8 назв.

Северо-западная часть впадины Дерюгина (прибрежье о.Сахалин) харак­теризуется широким распространением очагов разгрузки флюидов на мор­ском дне. В ходе 39-го рейса на НИС «Акаде­мик Лаврентьев» по программе «CHAOS III» в районе исследований были обнаружены три новых очага разгрузки газа, названные Соловьев (LV39-25Н), Елизавета (LV39-36H), Наташа (LV39-37H); продолжились иссле­дования газогидратоносной структуры ПОИ (LV39-39H, LV39-40H) обна­руженной ранее. В отложениях структур Соловьев (керн LV39-25H) и ПОИ (керн LV39-40H) были вскрыты газовые гидраты в интервалах 160-280 и 170-260 см поддонных глубин, соответственно. Подошва гидратосодержащих отложений не была вскрыта ни на одной станции. Выявлены некоторые особенности распределение хлорности в газогидратоносном керне, ото­бранном на указанных структурах.



Распределение Са2+ и SO42+ по разрезу всех станций характеризуется уменьшением их концентраций с глубиной, тогда как содержание НСО3, напротив, увеличивается с глубиной.

  1. -10036

Непримеров Н.Н.
   Надмолекулярные наноструктуры и их роль в разработке углеводородного сырья / Н. Н. Непримеров
// Георесурсы. - 2007. - №3.-С.23.

  1. Г22756

Неручев С.Г.
   Геохимические основы прогноза и оценки потенциальных ресурсов нефти и газа / С. Г. Неручев, С. В. Смирнов
// Литологические и геохимические основы прогноза нефтегазоносности  . - СПб., 2008. - С.13-28: ил., табл. - Библиогр.: 3 назв. - Рез. англ.

  1. -6779

Нестеров И.И.
   Фундаментальные основы формирования залежей нефти и природных газов,их поисков,разведки и разработки / И. И. Нестеров
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№4.-С.425-433:ил.,табл. - Библиогр.:с.432-433. - Рез.англ.

  1. Г17911

   Нефтегазогенерационный потенциал палеозойских отложений Западного Таймыра / Л. Н. Болдушевская, В. И. Казаис, С. В. Ладыгин и др.
// Геология и полезные ископаемые Красноярского края. - Красноярск,2008. - Вып.9. - С.86-87: ил., табл.

  1. -9741

   Нефтегазопоисковые геохимические исследования в пределах Нерутинской площади / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, Г. И. Облеков и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.49-53:ил.,табл. - Библиогр.:2 назв.

  1. -9741

   Нефтегазопоисковые геохимические исследования в южной части Медвежьей площади / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, Г. И. Облеков и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.53-64:ил.,табл. - Библиогр.:16 назв.

  1. -9741

   Нефтегазопоисковые геохимические исследования на территории Западно-Юбилейной площади (север Западной Сибири) / В. Л. Бондарев, М. Ю. Миротворский, Г. И. Облеков и др.
// Геология,геофизика и разраб.нефт.и газовых м-ний. - 2006. - №1.-С.38-49:ил.,табл. - Библиогр.:12 назв.

  1. Б75266

   Нефтегазопоисковые объекты Азово-Черноморского региона и основные направления их освоения / С. В. Делия, Ю. В. Конев, А. И. Лавров и др.
// Нефть и газ юга России, Черного, Азовского и Каспийского морей-2007. - Геленджик, 2007. - С.171-173.

По результатам работ ОАО "НК Роснефть" на Туапсинском лицензионном участке (Черное море) в качестве первоочередного объекта для постановки ГРР выделены антиклинальные структуры центральной части Туапсинского прогиба, в разрезе которых прогнозируется увеличение толщины (более 100 м) песчаных коллекторов майкопского и чокарского возраста. Однако, в связи с удаленностью этих перспективных объектов от берега (50 км) и значительной глубиной моря (1500-2000 м), предлагается постановка дополнительных геолого-геофизических работ в более благоприятной с точки зрения технико-экономических условий прибрежной зоне. На Азовском море по результатам работ ООО "НК Приазовнефть" в качестве перспективных для постановки ГРР объектов определены структуры Геленджикская, Новая, Прибрежная-море, Апрельская и Тиздар-море. С целью оценки нефтегазоносности миоцен-плиоценовых отложений на структуре Новая в 2006 г. начато строительство наклонно-направленной скважины. Запланирован отход от забоя устья более 1000 м со вскрытием потенциально продуктивных чокарских отложений в морской части структуры. Для корреляции полученных результатов с результатами ГРР на суше и более достоверной оценки ресурсного потенциала акваторий предлагается сделать акцент на сейсморазведочных и буровых работах в прибрежной зоне.



  1. Г22733

Никонов Н.И.
   К вопросу о выделении новой - Предпайхойско-Предновоземельской нефтегазоносной области в составе Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции / Н. И. Никонов, А. В. Куранов, П. В. Ткачёв
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.102-104. - Библиогр.: 9 назв.

  1. Г22733

Никонов Н.И.
   Сводовый тип ловушек с локальным распределением коллекторов / Н. И. Никонов, А. И. Федоров
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.104-107: ил.

  1. Б75324

   Новые направления геологоразведочных работ на нефть и газ в Республике Коми / А. П. Боровинских, В. И. Гайдеек, Е. Л. Теплов и др.
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.32-40.

  1. Г22733

   Новый взгляд на перспективы газоносности складчато-надвиговых структур внутренней части Косью-Роговской впадины / Т. И. Куранова, А. В. Караулов, В. И. Одинцова, В. П. Елохин
// Геология и минеральные ресурсы Европейского Северо-Востока России. - Сыктывкар, 2009. - Т.3. - С.134-136. - Библиогр.: 3 назв.

  1. Б75324

   О возможности месторождений нефти и газа в пределах Кольского прибрежья / Ф. П. Митрофанов, Ю. Л. Войтеховский, А. А. Предовский, В. А. Припачкин
// Перспективы нефтегазоносности малоизученных территорий севера и северо-востока Европейской части России . - М., 2007. - С.81-84.

  1. -9741

   О возможности прогнозирования нефтегазоносности фаменских отложений с помощью построения вероятностно-статистических моделей / В. И. Галкин, И. А. Козлова, С. Н. Кривощеков и др.
// Геология, геофизика и разработ. нефт. и газовых месторождений. - 2007. - №10.-С.22-27:ил.,табл. - Библиогр.:1 назв.

В работе рассматриваются возможности прогноза нефтегазоносности в фаменских отложениях юго-восточной части Пермского края. В качестве критериев, контролирующих распределение продуктивных объектов, выступают структурно - мощностные характеристики разрезов скважин, пробуренных на данной территории. С помощью вероятностно-статистических методов строились и исследовались математические модели. Итогом работы явилась зональная схема перспектив нефтегазоносности фаменских отложений. Проведено сравнение информативных показателей толщин и абсолютных отметок отложений в двух выборках, соответствующих нефтеносным и ненефтеносным фаменским отложениям на участках на юго-востоке Пермского края. Для каждого интервала варьирования по всем исследуемым показателям вычислялась интервальная вероятность его принадлежности к нефтяной площади - Рn, затем ее сопоставляли со средними интервальными значениями показателей Хn. По сочетаниям Хn и Рn строились вероятностные модели. Оказалось, что почти всегда происходит пересечение диапазонов варьирования значений для нефтяных и пустых скважин. Для уменьшения областей пересечения вероятностей используемых показателей, а также для объединения одномерных моделей рассчитана комплексная условная вероятность Рукв. Распределение Рукв характеризуется значительными различиями для нефтяных и пустых скважин. Средние значения Рукв для нефтяных скважин соответствуют 0.449+0.278. По Т-критерию средние значения являются статистически различными при Р< 0.2 территории будут характеризоваться малой перспективностью, при 0.2< Рукв 0.7 высокой перспективностью.



  1. -10060

   О глубинном образовании и чрезвычайной локализации богатых залежей углеводородов / Р. М. Бембель, В. М. Мегеря, М. Р. Бембель и др.
// Горн.ведомости. - 2009. - №8.-С.30-39:ил. - Библиогр.:17 назв. - Рез.англ.

  1. -6779

   О стратегии очередного этапа нефтепоисковых работ в Прикаспийской нефтегазоносной провинции / Ю. А. Волож, А. Н. Дмитриевский, Ю. Г. Леонов и др.
// Геология и геофизика. - 2009. - Т.50,№4.-С.341-362:ил.,табл. - Библиогр.:с.361-362. - Рез.англ.

  1. Б75097

жүктеу/скачать 0.67 Mb.

Достарыңызбен бөлісу:
1   2   3   4   5   6   7   8   9



©dereksiz.org 2024
әкімшілігінің қараңыз
    Басты бет