авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 7 |
-- [ Страница 1 ] --

НАЦИОНАЛЬНАЯ АКАДЕМИЯ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНА

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ

1-ая Международная Конференция

«УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ

БОЛЬШИХ ГЛУБИН:

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ

БУДУЩЕГО – РЕАЛЬНОСТЬ И ПРОГНОЗ»

СБОРНИК ТЕЗИСОВ

БАКУ – 2012

ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ КОМИТЕТ

Сопредседатели:

Али-Заде Ак.А. Институт геологии НАНА

Гараев С.Ф. Азербайджанская Государственная Нефтяная

Академия Мартынов В.Г. РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия Дмитриевский А.Н. Институт проблем нефти и газа, Россия Заместители сопредседателей:

Гулиев И.С. Институт геологии НАНА Керимов В.Ю. РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия Мурадов А.В. РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия Расулов С.Р. Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия Председатель исполнительного комитета:

Алиева Э.Г. Институт геологии НАНА, НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР © Издательство «Nafta-Press»,   ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОГО КАСПИЯ Х.Б.Юсиф-заде, А.И.Алиев Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики E-mail: Xaver.Qurbanova@socar.az Первая количественная оценка нефтегазоносности акватории Южного Каспия (до изобаты 200м) была произведена в 1974 году в стенах Всесоюзного Научно-Исследовательского и Проектного Инсти тута Природных Газов (ВНИПИГаза) (А.И.Алиев, Х.Б.Юсифзаде, 1974, Фонды ВПО «Каспморнефтьгазпром»).

В последующем прогнозная оценка ресурсов нефти и газа всего Каспийского моря (до глубины моря 200м) была произведена (по со стоянию на 01.01.1984 года) по заданию ГКНТ 0504(Н11) проблемы 0.50.01 в стенах ГосНИПИ «Гипроморнефтегаз» (Х.Б.Юсифзаде, А.И.Алиев, 1984, Фонды ВПО «Каспморнефтьгазпром»).

С тех пор произошли большие изменения в политической и эко номической жизни постсоветских стран, в том числе и в геологической изученности нефтегазоносных территорий. Значительная часть аквато рии Южного Каспия заново была покрыта сейсморазведкой 2D на но вом техническом уровне, а в ряде высокоперспективных площадей 3D были оценены запасы и введены в промышленную разработку выяв ленные еще в 80-х годах прошлого столетия месторождения Азери Чыраг-Гюнешли, открыты новые нефтегазовые месторождения, в том числе крупнейшее газоконденсатное Шах-дениз.

Таким образом, оценка прогнозных ресурсов нефти и газа аквато рии Южного Каспия по состоянию на начало 2011 года стало необхо димым и имеет большое значение для определения перспективных на правлений дальнейших поисково-разведочных работ.



На начало 2011 года начальные доказанные (разведанные) геоло гические запасы нефти и газа Южно-Каспийской впадины (без иран ской части) оценены в 9560 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том чис ле 7517 млн. т на западном и 2043 млн. т на восточном борту.

В акватории же Южного Каспия начальные доказанные геологи ческие запасы нефти и газа составляют 4930 млн. т в нефтяном эквива ленте, в том числе по туркменской части более 200 млн. т Углеводородные ресурсы подготовленных сейсморазведкой 3D к разведке перспективных структур азербайджанского сектора оценены   по категории С3 в количестве 4,5 млрд. т в нефтяном эквиваленте. Для остальной части выявленных перспективных структур акватории Юж ного Каспия (Северо-Абшеронская зона поднятий, значительная часть глубоководной акватории на юге, центральная и южная части Бакин ского архипелага) углеводородные ресурсы оценены по плотностям запасов углеводородов на осредненную структуру в количестве млн. т в нефтяном эквиваленте с учетом коэффициента успешности поисково-разведочных работ 0,65. Таким образом, начальные потенци альные геологические углеводородные ресурсы азербайджанского сек тора Южного Каспия оценены в объеме 15930 млн.т в нефтяном экви валенте, в том числе доказанные – 4930 млн.т, перспективные по кате гории С3 – 4500 млн.т, прогнозные по категории Д1-6500 млн.т.

На начало 2011 г. углеводородные ресурсы азербайджанского сектора Южного Каспия реализованы почти на 30%.

При обосновании перспектив нефтегазоносности и прогнозной оценке углеводородных ресурсов акватории Южного Каспия по струк турно-фациальным условиям и нефтегазоносности разреза продуктив ной- красноцветной толщи выделены следующие районы:

I. Высокоперспективный газоносный район глубоководной аква тории Южного Каспия;

II. Перспективно-нефтегазоносный район I категории Северо Абшеронской зоны поднятий;

III. Перспективно-газоносный район I категории акватории турк менского шельфа Южного Каспия;

IV. Перспективно-нефтегазоносный район II категории центральной и южной частей Бакинского архипелага;

V. Перспективно-газоносный район III категории южной части глубоководной акватории Южного Каспия.

Высокоперспективный газоносный район глубоководной аквато рии Южного Каспия характеризуется наиболее благоприятными усло виями для формирования и сохранения крупных и крупнейших газо конденсатных месторождений на больших глубинах в условиях высо ких термобарических параметров недр. По данным сверхглубокого по искового бурения (Шах-дениз, Абшерон, Умид, Зафар-Машал, Нахчы ван и др.) кровля продуктивной толщи здесь погружается на глубины до 2000-2500 м, а свита «перерыва», основной газоносный объект, вскрыта на глубинах 6000-6500 м и более.

По данным бурения в высокоперспективной глубоководной аквато рии Южного Каспия развита преимущественно «абшеронская фация» про дуктивной толщи с высокими емкостными и фильтрационными свойства ми коллекторов. Сейсмическими работами 2Д выявлено порядка 25 пер   спективных структур, некоторые из них подготовлены сейсморазведкой 3Д к разведке и введены в глубокое поисковое бурение (Шах-дениз, Абшерон, Умид, Зафар, Нахчыван, Инам), открыто крупнейшее газоконденсатное месторождение Шах-дениз (VIII, X горизонты, свита «перерыва»).





В высокоперспективной глубоководной акватории Южного Кас пия углеводородные геологические ресурсы оцениваются в 9,87 млрд.

т в нефтяном эквиваленте (н.э.), в том числе доказанные (А+В+С1)-2, млрд. т и перспективные (С2) -0,47 млрд. т по месторождению Шах дениз (по оценке ВР), по категории С3 перспективных площадей (Умид, Бабек, Абшерон, Зафар-Машал, Нахчыван, D-8, D-10, вал Аби ха)- 4,5 млрд. т, прогнозные по категории D1-2,0 млрд. т в н.э.

Северо-Абшеронская зона поднятий протягивается на расстояние более 200 км СЗ-ЮВ направления.

Прогнозные углеводородные ресурсы Северо-Абшеронской зоны поднятий оценены в 500 млн. т в нефтяном эквиваленте.

Прогнозная оценка углеводородных ресурсов обширного туркмен ского шельфа Южного Каспия производилась по аналогии с месторожде ниями Юго-Западной Туркмении по запасам на осредненную структуру, а также по удельным плотностям запасов на единицу площади и составила 4,5 млрд. т в нефтяном эквиваленте (или 4,5 трлн. м3 газа).

Прогнозная оценка углеводородных ресурсов перспективных структур центральной и южной частей Бакинского архипелага произ водилась по аналогии с месторождениями Нижнекуринской впадины по запасам на осредненную структуру и составила 2,0 млрд. т в нефтя ном эквиваленте с учетом коэффициента успешности поисково разведочных работ 0,6.

Прогнозные углеводородные ресурсы перспективных структур южной части глубоководной акватории Южного Каспия оценены по аналогии с месторождениями западного и восточного бортов Южно Каспийской впадины (за исключением крупнейших месторождений Шах-дениз, Азери-Чираг-Гюнешли) в объеме более 3,0 млрд. т в неф тяном эквиваленте.

Таким образом, перспективные (по категории С3) и прогнозные (по категории Д1) углеводородные ресурсы акватории Южного Каспия (без иранской части) оцениваются в 16500 млн. т в нефтяном эквива ленте, в том числе 11000 млн. т по азербайджанскому сектору и млн. т по туркменскому сектору.

Начальные потенциальные геологические углеводородные ресур сы акватории Южного Каспия оцениваются в 21630 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том числе 15930 млн. т по азербайджанскому сектору и 5700 млн. т по туркменскому сектору.

  ИСТОРИЯ РАЗВЕДКИ В ГЛУБОКОВОДНОЙ ЧАСТИ МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА (США) К.А.Йелдинг BP, GoM Exploration Техас (США) E-mail: yeildica@bp.com Разведка в Мексиканском заливе США берет свое начало с пер вой успешной оффшорной скважины в 1940-х. «Глубоководная» раз ведка началась в 1970-х, с успехом в верхней части склона Флекс Тренд в конце 1970-х – в начале 1980-х. Промышленное освоение глу боководной части залива (1000м) началось с введением в 1985г. прак тики лицензирования промышленным внедрением на арендованных участках. Начиная с 1980 года GoM Exploration добывает 3 млн. барре лей нефтяного эквивалента в день, а поставки из американской части Мексиканского залива составляют около 25% добываемой нефти в США на сегодняшний день. На долю Deepwater GoM сегодня прихо дится более половины добычи.

Ранняя разведка привела к ряду открытий в верхне- миоценовых и более молодых отложениях по сейсмическим данным. Второй этап бурения был сфокусирован на раннемиоценовые отложения и провер ки структурных поднятий, многие из которых являлись частично или полностью подсолевыми. Последними буровыми работами были вскрыты нефтяные залежи в палеогеновой толще глубоководной части залива. В связи с этим работы ведутся в северном направлении с целью выявления глубоких залежей газа под мелководным шельфом Мекси канского залива.

Технологии играют решающую роль в разведке, оценке и разра ботке этих залежей. Ранняя разведка бассейна осуществлялась 2D сейсмической съемкой, которая затем перешла в 3D сейсмическое профилирование, охватывающее значительную часть центральной и западной области Мексиканского залива. Геофизический банк данных постоянно обновляется новым поколением многоазимутальных дан ных, которые совершили значительный переворот в передаче сейсми ческих отображений. Технологии бурения и добычи находятся в по стоянном развитии, где значительную роль играет GoM, особенно в разработке высоких технологий, связанных с глубоководными иссле дованиями.

  УГЛЕВОДОРОДЫ СВЕРХГЛУБИН:

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДОВ ПОИСКОВ И.С.Гулиев Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана E-mail: iguliyev@gia.az Теоретической базой для поиска углеводородов на больших глу бинах (условно примем глубины ниже, массово разбуриваемых в на стоящее время, то есть более 7 км) являются две альтернативные гипо тезы и их комбинации.

Абиогенная гипотеза. Возможность обнаружения углеводородов на больших глубинах естественным образом вытекает из неорганиче ской теории нефтегазообразования. Располагая очаги генерации угле водородов в мантии, авторы, естественно, постулируют перспектив ность всего разреза осадочного чехла и земной коры.

Биогенная. Первые публикации относительно возможной нефте газоносности больших глубин, с позиций органической теории проис хождения, относятся к середине 80-х годов прошлого столетия. Осно вываясь на изучении углеводородного потенциала пород и термодина мических параметров, авторы делали вывод о растянутой зоне нефте газообразования и перспективности глубин более 7 км.

Комбинация двух основных гипотез, например, таких, как глу бинно – биогенная, по существу, близка к абиогенной и специально не рассматривается.

К середине 20 столетия дискуссия начала затухать, главным об разом, благодаря практике поисково-разведочных работ, полностью основанной на органической теории. Редкие практические попытки бурения вне осадочных бассейнов закончились неудачей, и органиче ская теория окончательно утвердилась в качестве базы для прогнози рования и поисков нефти и газа.

В 2008-2010 годах открытие месторождений нефти на глубине 10, 6 км в Мексиканском заливе и обнаружение углеводородов, явно не связанных с биосферой, в Атлантическом океане, вновь сделало про блему нефти на больших глубинах актуальной.

Прогресс развития любой теории и создание новой парадигмы связаны, как правило, с тремя факторами.

1. Развитием новых технологий и инструментов, существенно расширяющих возможности исследований;

2. Получением на основе применения этих технологий и инстру ментов принципиально новых данных;

  3. Построением общей гипотезы на текущий момент, не противо речащей полученным новым данным.

За последние десятилетия были усовершенствованы имеющиеся и разработаны различные модификации сейсмических и других геофизи ческих методов, включая трехмерную и четырехмерную сейсмику.

На основе применения этих методов выявлены субвертикальные геологические тела различной морфологии и уровня заложения, свя занные как с осадочным чехлом, так и более глубокими слоями земной коры.

Установлены региональные субгоризонтальные зоны разуплотне ния (волноводы) в осадочном чехле и земной коре, пространственно коррелируемые с очагами землетрясений и глубинами генерации угле водородов. Субвертикальные и субгоризонтальные геологические тела образуют трехмерный каркас осадочного чехла.

Установлены существенные различия в строении и свойствах осадочного чехла различных структурных этажей (характер складчато сти, плотность разрывных нарушений, флюидонасыщенности) Широкое внедрение методов космической геодезии (GPS), а так же телеметрических систем регистрации землетрясений, позволило выявить направление смещений отдельных блоков, уточнить границы известных и выявить новые разломы, характер процессов в очагах зем летрясений, динамику их миграции, отдельные интервалы и поверхно сти, маркируюшие различные стратиграфические диапазоны и сейсмо генные структуры.

Революционные изменения в средствах измерения и разработки принципиально новой аналитической техники позволило изучить в массовом объеме изотопно-геохимические характеристики пород и флюидов месторождений углеводородов и грязевых вулканов. Было показано, что генерация углеводородов и других флюидов происходит при различных процессах за счет различных источников в широком интервале глубин как в осадочном чехле, так и в более глубоких гори зонтах земной коры, а миграция характеризуется многофазностью.

Развитие компьютерных технологий, математического и физико химического моделирования позволило синтезировать многочислен ные фактические данные и создавать адекватные модели эволюции геологической среды.

Для осмысления и взаимной увязки новых фактических данных предложены новые представления и модели формирования залежей углеводородов.

Постулируется, что осадочный чехол, как по горизонтали, так и по вертикали состоит из автономных блоков, характеризующихся соб   ственной динамикой и условиями генерации углеводородов. Блоки на больших глубинах представляют собой зону затрудненного массооб мена, высоких давлений, и по существу, метастабильную систему. Ме тастабильность системы связана как с затрудненным флюидообменом, так и с генерацией и миграцией вторичных флюидов за счет различных источников и процессов (термохимических, метаморфических, магма тических). Релаксация системы происходит при изменении механиче ских и термодинамических условий за счет фазовых переходов раз личного типа. Вероятнее всего, эти процессы связаны с процессами в насыщенных углеводородами (другими газами) поровых водах, с рас падом газогидратов, трансформацией глинистых минералов, возникно вением импульсов отрицательного давления и другими явлениями. Фа зовые переходы резко изменяют характеристику среды и интенсифи цируют динамические процессы.

Такие процессы предложено называть «возбуждением среды», а зоны, где эти процессы протекают, «очагами возбуждения». Спонтан ное возбуждение среды, а также другие виды дилатансии, приводят к переводу вещества из твердотельного в состояние горного раствора.

Образуются так называемые волноводы. Пониженная плотность горно го раствора приводит к инверсии плотностей и возникновению адвек тивных, возможно, конвективных процессов, образованию специфиче ских структурных форм, например, диапировых, и складок пучения, покровов и др. Волноводы в осадочных бассейнах генерируют широ кий спектр колебательных движений, от долгопериодных до высоко частотных, являющихся важным фактором миграции флюидов. Гене рация и миграция углеводородов носит полигенный, циклический ха рактер. Накопление углеводородов может происходить в геологиче ских телах произвольной формы, может происходить синхронно с ми грацией и формированием структурных форм. Возможность сохране ния углеводородов в промышленных объемах определяется только ин тенсивностью обменных процессов. Предлагается, что существующая парадигма поисков должна быть дополнена новыми положениями. На ряду с картированием структур и резервуаров, на больших глубинах предлагается основной упор делать на выявление очагов образования и миграции осадочных растворов и углеводородов.

Практические задачи, которые необходимо решать для усовер шенствования технологии поиска месторождений углеводородов на больших глубинах:

1. Разработка и усовершенствование методов картирования оча гов возбуждения.

На сейсмических профилях очаги возбуждения должны фиксиро   ваться в виде зон инверсии скоростей сейсмических волн и характери зоваться другими особенностями, связанными с хаотическим располо жением отражающих площадок. Возбуждение в углеводородной среде (фазовые переходы) должны сопровождаться возникновением импуль сов сверхвысокого давления (положительного и отрицательного) и ря дом динамических эффектов, связанных с перемещением разуплотнен ного осадочного материала. Эти динамические эффекты должны фик сироваться в реальном масштабе времени. Координаты очагов извер жений грязевых вулканов, мелкофокусных землетрясений и других динамических процессов должны маркировать зоны интенсивного об разования и накопления углеводородов.

2. Разработка и усовершенствование методов картирования кана лов, времени и масштабов миграции углеводородов.

Современные динамические процессы и миграция флюидов выраба тывает в осадочном чехле субвертикальные каналы причудливой формы, заполненные разуплотненным осадочным материалом. Эти каналы зна чительно более проницаемы, чем матрица пород. В зависимости от ин тенсивности и времени миграции, степень разуплотнения и консистенция осадочного материала меняются. Эти особенности отражаются на сейс мических диаграммах различным «сейсмическим имиджем». Выявлен ные сейсмическими методами субвертикальные геологические тела, их объем, распределение в разрезе, сравнительный стратиграфический воз раст (в ряде случаев, возможно на основе прямого изучения вещества оп ределить и их абсолютный возраст) позволяют в ряде случаев определить время, последовательность и направление миграции углеводородов, а также их сравнительную интенсивность.

Комбинация аэрокосмических и геохимических методов позволя ет достаточно четко фиксировать места современной разгрузки углево дородов для условий суши и, особенно, моря как по прямым признакам (геохимические аномалии), так и косвенным (кальдеры проседания, покмарки). Сравнительная интенсивность миграции определяется на основе интенсивности выходов, геохимических аномалий и других морфологических особенностей посредством комплексного монито ринга в реальном масштабе времени. По существу, предлагается, воз родить прямые геохимические методы на новой технологической базе.

3. Усовершенствование методов картирования ловушек сложной конфигурации, оценка параметров резервуаров.

Значительная роль конвективных процессов в формировании структуры осадочных пород способствует формированию структур не только антиклинального типа, но и большого разнообразия неструк турных и гидродинамических ловушек. В частности, помимо традици   онных, представляют также интерес ловушки сложной формы, связан ные с миграцией палеорусел рек, с клиноформенными телами, струк турами оползневого генезиса. Особый интерес представляют собой структуры протыкания и другие формы, связанные с адвекцией разуп лотненных глинистых и песчаных масс. В целом, интерес представля ют любые резервуары и ловушки. Их продуктивность и объемы угле водородов, как уже отмечалось, определяются только временем суще ствования ловушки и интенсивностью обменных процессов.

Таким образом, есть все основания полагать, что мы на пороге формирования парадигмы поисков углеводородов на сверхглубинах. В предлагаемой парадигме постулируется автономность развития от дельных блоков, их структур и свойств, формирование осадочных рас творов и их роль в флюидодинамики в формировании структуры и свойств осадочного чехла, путей и времени миграции, накоплении уг леводородов в геологических телах произвольной формы.

Поскольку очаги возбуждения, фактически, являются зонами по стоянной генерации углеводородов, существуют условия для постоян ного восполнения объемов нефти и газа в резервуарах.

Разработка методов использования таких резервуаров, основанная на постоянном восполнении, является задачей будущих исследований.

ГЛОБАЛЬНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ ЗЕМЛИ И МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ ГИГАНТСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА А.Н.Дмитриевский Институт проблем нефти и газа РАН (Россия) E-mail: A.Dmitrievsky@ipng.ru 1. Внешние проявления эндогенных источников энергии Земли – землетрясения, извержения вулканов и т.п. – широко известны, доста точно хорошо изучены. Источники глобальной эндогенной энергии связаны с процессами в ядре и мантии. Они питают энергией мантий ные плюмы, обеспечивают реализацию глобальных тектонических процессов, формируют эндогенные потоки энергии.

2. Эндогенные потоки энергии переводят природные микроком поненты геологической среды (микрогенераторы, микроосцилляторы, микрорезонаторы) в когерентное состояние, что определяет формиро вание стабильных пространственно-временных диссипативных геоло гических структур.

  Стабильные диссипативные структуры являются открытыми сис темами, которые обеспечивают различную степень утилизации и дис сипации энергии. При этом возможна:

• аккумуляция энергии, что приводит к формированию зон с избыточной энергией;

• трансформация энергии;

• диссипация энергии.

Аккумуляция энергии реализуется при отклике открытой геоло гической системы на эндогенное энергетическое воздействие и в зна чительной мере зависит от свойств открытой системы.

Диссипация энергии обеспечивает стабильность существования геологической структуры как диссипативной на потоке эндогенной энергии. При изменении интенсивности энергетического потока изме няются параметры пространственно-временной диссипативной струк туры и ее возможности диссипации энергии и производства энтропии.

3. Установлена связь энергетических и флюидодинамических процессов.

Аккумуляция энергии и флюидов определяет работу коровых волноводов в режиме дилатансии с накоплением флюидов. Уменьше ние степени энергетического воздействия переводит коровые волново ды в режим компакции.

Аккумуляция энергии приводит к формированию энергоактивных зон, которые определяют интенсивность флюидодинамических про цессов в верхней коре с формированием флюидизированных очагов, грязевых вулканов и субвертикальных геологических структур, де тальный механизм образования которых предложен соответственно Б.М. Валяевым и И.С. Гулиевым.

Трансформация энергии это не только переход одного вида энергии в другой как, например, сейсмической или упругой энергии в электро магнитную энергию. Это – преобразование упругой энергии в энергию химических связей и реализация минерального синтеза углеводородов.

4. Динамические процессы в геосферных оболочках реализуются в виде постоянного потока энергии и вещества из недр Земли. Энерге тический поток в целом является функцией глубинного режима Земли.

Формирование энергетического потока в значительной мере обуслов лено взаимодействием автоволновых полей, и именно автоволновые процессы обеспечивают концентрацию и адресность энергетического воздействия.

Автоволновое взаимодействие полей приводит к концентрации энергии, формированию своеобразных «ядерных котлов» и переводит   системы в крайне неустойчивое, неравновесное состояние. Неустойчи вость этих систем приводит к выбросу энергии, когда энергия автовол новых полей концентрируется и может достичь поверхности Земли.

Подобные условия способствуют формированию зон разломов и кана лов, по которым обеспечивается энергичный транспорт глубинных флюидов с образованием крупных и уникальных месторождений неф ти и газа.

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ УВ СИСТЕМ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ В.Г. Мартынов, В.Ю. Керимов, А.В. Лобусев РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия) E-mail: Vagif.kerimov@mail.ru Недавние открытия в Мексиканском заливе гигантских месторо ждений нефти Тьюпи и Тибр на глубине 8-10 км, в Южно-Каспийской впадине промышленных месторождений УВ на глубине до 7 км и бо лее, подтвердило предположения нефтегазоносности больших глубин.

В интервале глубин 4500-8103 м уже разрабатывается более зарубежных месторождений нефти и газа, причем их начальные сум марные извлекаемые запасы соответственно составляют 7% от миро вых запасов нефти и 25% от запасов газа. На этих глубинах в Египте, Италии, Мексике, Франции и США разведано около 47% их общих за пасов газа, а в интервале глубин 4500-6668 м в Аргентине, Италии, Ли вии, Мексике, США и Тринидаде-Тобаго выявлено более 31% текущих извлекаемых запасов нефти этих стран. В Мексике и США коэффици ент промышленных открытий нефти и газа на больших глубинах дос тигает 50-71%. В бассейнах Мексиканского залива, Пермском, Ана дарко, впадин Калифорнии и Скалистых гор в глубокопогруженных горизонтах открыто более 225 месторождений и залежей, в том числе и такие крупные, как Гомес, Локридж, Койаноза, Торо, Хемон, Рохо, Кейлон-Айсленд и другие. Во впадинах Анадарко и Делавер пробуре ны глубочайшие в мире скважины, впервые вскрывшие отложения на глубинах 8600-9500 м. Скважина Юниверсити-1-17 была пробурена в 1972 г. в Западном Техасе в погруженной части впадины Делавер (Пермский бассейн). При окончательном забое на глубине 8687 м скважина вскрыла карбонатный комплекс элленбергер (кембро ордовик) при пластовом давлении 830 кгс/см2 и пластовой температуре 204 оС. При опробовании был получен небольшой газовый приток.

  Скважина Берта-Роджерс-1 закончена бурением в 1974 г. на рекордной глубине 9588 м во впадине Анадарко.

В сентябре 2009 г. компания Бритиш Петролеум объявила об от крытии гигантского месторождения в Мексиканском заливе в террито риальных водах США на глубине 10690 м на площади Тибр (Tiber Prospect,). Найдено оно было в каньоне Keathley, приблизительно в 250-ти милях к юго-востоку от Хьюстона. Открытие действительно уникальное. Впервые на таких глубинах открыто месторождение неф ти промышленного значения. По предварительным данным запасы ме сторождения оцениваются от 3 до 4 миллиардов баррелей нефти, то есть это гигантское месторождение В ранее открытом нефтяном ме сторождении Каскида продуктивны те же отложения (глубина – м, глубина водного слоя – 1770 м, запасы – 410 млн.т).

Гигантское месторождение нефти Тьюпи открыто в 2008-2009 гг.

в бассейне Сантос (Бразилия). Предварительно оцененные запасы со ставляют от 5 до 8 млрд. баррелей, что равно 40% запасов, открытых за всю историю Бразилии. Три нефтяные компании под руководством корпорации «Шеврон» обнаружили на шельфе Мексиканского залива на глубине 8,5 км ниже уровня моря гигантский нефтяной бассейн, объем которого может составить от 3 до 15 млрд. баррелей углеводо родного топлива. К настоящему времени пробурено значительное чис ло скважин глубже 9 км. Кроме известной Кольской сверхглубокой скважины, пробурены также Тибр (Мексиканский залив) 10685 м, Бер та-Роджерс (Анадарко) 9583 м, Бейден-Юнит (Анадарко) 9159 м, КТВ (Hauptbohrung-Германия) 9100 м Еще несколько десятилетий тому на зад самые глубокие залежи нефти были выявлены в Азербайджане.

Нефть на глубине 6170 м обнаружена на площади Булла-Дениз, Бахар (4400-5040 м). Недавно в Азербайджане было открыто уникальное га зоконденсатное месторождение Шах-Дениз с запасами газа 1,2 трлн.м3, где получена продукция (газоконденсат) с глубины порядка 7 км.

Несмотря на вышеизложенное, на сегодняшний день общеприня той технологии оценки углеводородного потенциала и прогнозирова ния нефтегазоносности до глубин 12-14 км нет. Изучение фундамен тальных процессов нефтегазообразования на больших глубинах, как и увеличение ресурсной базы углеводородного сырья и прогнозирование УВ потенциала недр и разработка долгосрочной стратегии развития нефтегазовой индустрии, на наш взгляд, требуют концентрации науч ных исследований, связанных с совершенствованием теоретических основ формирования УВ систем на больших глубинах.

Основным условием формирования УВ систем в осадочном чехле на больших глубинах является наличие источника УВ, энергии и кана   лов миграции по естественным дренам, которые образуются в резуль тате складчатых процессов, либо за счет флюидного разрыва и резер вуаров различной морфологии. На больших глубинах осадочных бас сейнов сушествуют специфические геодинамические процессы, свя занные с адвекцией (всплывание) и конвекцией разуплотненных оса дочных масс. Формирование складчатости и миграция УВ при этом носит специфический характер. Высказано предположение (Гулиев, 1999 г.), что в зонах разуплотнения пересыщенных флюидами созда ются благоприятные условия для фазовых переходов различного типа, например, жидкость – газ, твердое вещество – газ, твердое вещество – жидкость. Эти особые зоны были названы очагами «возбуждения», а геологические тела, образующиеся при таких процессах, «возбужден ными» В процессе «возбуждения» за счет спонтанного (геологически мгновенного) выделения больших объемов свободных флюидов про исходит разуплотнение осадочных пород.

Исследования также показали, что в кристаллических породах фундамента существует и постоянно формируется хорошо развитая в горизонтальном и вертикальном направлениях мощная сеть трещин, каверн и других полостей, образующих единую систему, т.

е развита многопорядковая разломно-трещинно-блоковая структура (K.E. Весе лов, И.Н. Михайлов, 1998 г.). Физические и геологические теоретиче ские представления, результаты многочисленных работ по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, анализ результатов сейсморазведочных, гравиразведочных, магниторазведочных и других исследований позволяют с высокой степенью достоверности утвер ждать, что существуют большие залежи нефти и газа в твердых пер вично-непористых породах на больших глубинах в породах кристал лического фундамента и субстрата. Эти залежи связаны, главным об разом, с зонами трещиноватости и инициированными ими другими коллекторами, что трещинообразование в твердых породах и на боль ших глубинах является необходимым, закономерным и широко рас пространенным геологическим процессом. Благодаря этому в земной коре наряду с коллекторами, сформированными первично-пористыми слоистыми породами, существуют системы коллекторов, созданных субвертикальными и межпластовыми трещинными зонами. Эти кол лекторы, как и коллекторы, образованные первично-пористыми поро дами, могут быть связаны между собой и с источниками углеводоро дов также трещинными зонами. Есть основание предполагать, что за пасы углеводородов в трещинных и связанных с трещинообразованием коллекторах весьма значительны.

Необходимо продолжить изучение термобарических условий на   больших глубинах с помощью теоретических моделей, а также на ос нове прямых изучений минеральных ассоциаций (термобарометрия).

Должны быть созданы и усовершенствованы новые технологии прогноза и поисков скоплений УВ в ловушках сложной формы стратиграфического, литологического, гидродинамического, жильного типов и их комбинаций. Новые методики должны основываться на теоретических положениях и критериях, сформулированных на основе фундаментальных исследований процессов генерации, миграции и ак кумуляции УВ на больших глубинах.

УГЛЕВОДОРОДЫ БОЛЬШИХ ГЛУБИН – ПЕРСПЕКТИВНОЕ НАПРАВЛЕНИЕ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ В РОССИИ В.В.Черепанов1, Н.А.Гафаров1, С.М.Карнаухов1, В.Ю.Керимов ОАО «Газпром» (Россия) РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина (Россия) E-mail: Vagif.kerimov@mail.ru Ряд открытий последних лет подтвердило предположения нефте газоносности больших глубин.

В России успешно осваиваются месторождения нефти и газа на глубинах свыше 4500 м. На Астраханском своде в верхней части ре зервуара, в башкирских известняках среднего карбона установлена массивная газоконденсатная залежь высотой около 200 м. На 500 м глубже расположен новый этаж нефтегазоносности, где в интервалах глубин 4700-4855 м (нижний карбон), 5535-5623 м и 5817-5971 м (верхний девон) установлены три пластовые залежи нефти и газа. С целью изучения геологического строения и нефтегазоносности подсо левых глубокозалегающих терригенных отложений девона здесь про бурено семь скважин: Володарская-2, Девонские-1, 2, 3, Правобереж ная-1, Северо-Астраханская-1, Табаковская-1. Скважина Девонская- (забой 7003 м) вскрыла девонские отложения на полную мощность, и при испытании интервала 6522-6459 м было установлено наличие бес сернистого метанового газа. Представляет интерес нефтяная залежь в ангидритах, связанная с резервуаром трещинно-жильного типа, имею щим мозаичное строение. В Южном Оренбуржье пробурено 17 сква жин глубиной от 4850 м (Нагумановская-2) до 7005 м (Вершиновская 501). Открыты месторождения: Песчаное газоконденсатно-нефтяное (5100-5700 м), Восточно-Песчаное нефтяное (4926 м), Нагумановское нефтяное (около 5000 м). С целью изучения Прикаспийской синеклизы   пробурены сверхглубокие скважины: Буранная-1 (живетский ярус среднего девона, забой 6506 м), Каинсайская-1 (нижний девон, забой 6516 м),Каинсайская -2( забой 6581 м), получен слабый приток нефти и газа из девона, Южно-Линевская-1 (верхний карбон, забой 6145 м) и другие. Результатом бурения поисковой скважины 171-Акобинская (2006 г.,забой 5330 м.) открыта газоконденсатная залежь. Залежи неф ти и газа на больших глубинах обнаружены на Северном Кавказе – в Западно-Кубанском прогибе: Кошехабльская (фонтан газа до млн.м3/сут., глубина 5122 м), Кузнецовская, Лабинская (5310 м), Те миргоевская (5261-5408 м) и Терско-Каспийском прогибе: ряд нефтя ных месторождений на глубинах от 4515 м (Северный Малгобек) до 5800 м (Андреевское) и газовое месторождение Ханкальское (5800 м).

Одной из основных проблем поисков залежей нефти и газа на больших глубинах в условиях жесткого катагенеза является вопрос о сохранности фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в условиях давлений и температур, отвечающих погружению на глубины 4500-5000 м и более. Коллекторские свойства глубокозалегающих по род обусловлены, главным образом, постседиментационными преобра зованиями. Промышленная нефтегазоносность глубокозалегающих го ризонтов связана как с терригенными, так и с карбонатными отложе ниями, находящимися на разных стадиях катагенеза, коллекторы кото рых представлены всеми разновидностями по типу пустотного про странства. Наиболее широко на больших глубинах распространены коллекторы, в которых пустотное пространство формируется за счет трещиноватости и кавернозности. Очевидно, что сохранность коллек торов с погружением их на большие глубины связана с проявлением целого ряда факторов, влияние которых на различных стадиях катаге неза неоднозначно.

Большое значение имеет обоснование нижней границы распро странения УВ скоплений в осадочных бассейнах. Так как процесс трансформации нефтегазогеологических свойств на глубине протекает нелинейно, волнообразно, существует возможность наличия залежей УВ на глубинах 10-15 км. (Соколов, 1988). Вопрос о разрушении неф тяной фазы с глубиной по мере ужесточения термобарических условий однозначно не решен. Анализ результатов сверхглубокого бурения по зволяет сделать ряд выводов в пользу нефтегазоносности больших глубин. Промышленная нефтегазоносность недр на больших глубинах в зонах мезо- и апокатагенеза установлена поисково-разведочными ра ботами в межгорных и предгорных впадинах складчатых областей, в прогибах эпигерцинских платформ и в депрессиях эпиплатформенных орогенных систем.

  Рис.1. Сравнительный анализ катагенетической зональности в разрезах глубоких и сверхглубоких скважин В целом на глубинах более 7 км наблюдаются следующие общие тенденции и закономерности нефтегазоносности: увеличение доли газов и газоконденсатов по мере увеличения степени катагенеза ОВ пород (на обычных глубинах газовые залежи часто наблюдаются в более верхних горизонтах);

рост доли метана в газах от под стадий мезокатагенеза к под стадиям апокатагенеза;

преобладание коллекторов сложного типа с вторичным генезисом пустотного пространства;

сушествует сложная система взаимовлияния термобарических факторов и распределения нефтегазоносности на больших глубинах, необходимо учитывать, что на начало генерации и фазовое распределение УВ по разрезу влияют в большей степени развитие АВПД а также палеотемпературы, которые могли значительно отличаться от современных (порою на 350°С и бо лее) в зависимости от возраста отложений.;

аккумуляция скопления УВ в ловушках сложной формы - стратиграфического, литологического, гидродинамического, жильного типов и их комбинаций.

Таким образом, можно считать, что этап поисков нефти и газа до глубин 7 км уже пройден. Он, несомненно, продолжится еще десятиле   тия – будут уточняться методические основы, появятся новые факты и т.д. Однако, очевидно, мы находимся в начале нового этапа поисков нефти и газа, этапа глубин 7-14 км. Учитывая высокую перспектив ность поисков УВ глубокопогруженных отложений российских недр, проведение исследований в этом направлении представляется весьма перспективным, как с точки зрения изучения фундаментальных про цессов нефтегазообразования, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса.

Результаты проведенных исследований последних лет - бассейно вое моделирование, изотопно-геохимические исследования по степени зрелости органического вещества нефти и газов показывают, что угле водородный потенциал пород глубоких осадочных бассейнов Каспий ско-Черноморского региона, Прикаспийской мегасинеклизы, Преду ральского и Предкавказского прогибов, а также в прогибах эпигерцин ских платформ и эпиплатформенных орогенных систем, учитывая ог ромную мощность осадочного чехла (до 30-32 км) и низкий тепловой поток, аномально высокие пластовые давления, реализован только на 30% что позволяет рассчитывать почти на двукратное увеличение по тенциальных ресурсов УВ РФ.

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БОЛЬШИХ ГЛУБИН В ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ МЕГАВПАДИНЕ, СВЯЗАННЫХ С КРИСТАЛЛИЧЕСКИМ ФУНДАМЕНТОМ В.Ш.Гурбанов, Н.Р.Нариманов Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия E-mail: mehman.muxtarzade@hotmail.com Сегодня выявление месторождений и нефтегазопроявлений в кристаллических породах фундамента (КПФ) является не случайно стью, а вполне закономерным результатом глубоких научных исследо ваний с позиции новой глобальной тектоники плит. Так, например, ус тановлено, что в одной только Западной Сибири 2,5 млн. км2 площади является продуктивной на нефть и газ. На Африканском континенте запасы нефти и газа 97 месторождений частично или полностью связа ны с КПФ. В 15 нефтегазоносных бассейнах Евразии в КПФ выявлено более 138 месторождений. В Европе в Паннонской межгорной впадине в КПФ открыто более 15 месторождений. В целом в мире в верхнем слое фундамента открыто до 450 скоплений нефти и газа, расположен ных в основном на территориях платформ и межгорных впадин.

  Даже далеко не полный перечень примеров позволяет заключить, что верхняя часть фундамента является глобально нефтегазоносным этажом литосферы. Очевидно, это связано также с наличием в фунда менте континентов верхнего слоя мощностью 8-15 км с блоковым строением, осложненный сетью многочисленных трещин и разномас штабных разрывов. Эти факты указывают на то, что и у Южно-Кас пийской межгорной мегавпадины с осадочным чехлом в 24 км и уни кальным углеводородным потенциалом КПФ должны быть весьма перспективны на нефть и газ.

В этой связи в Мурадханлинском месторождении Евлах-Агджа бединского прогиба ЮКМВ эффузивные породы андезитовых порфи ритов верхнего мела содержат залежи нефти промышленного значе ния. Это имеет место и в ряде других месторождений данного прогиба.

Следует отметить, что здесь положение вулканогенных образований в осадочном разрезе благоприятствует их насыщению как из надсти лающих, так и подстилающих осадочных толщ мезозойского возраста, что свидетельствует о больших потенциальных возможностях мощных карбонатно-терригенных мезозойских отложений насыщать УВ пус тотные пространства КПФ.

Известно, что коллектора в КПФ носят трещиновато-кавернозный характер. Однако в ряде случаев кровельная часть фундамента до сотен метров вглубь может быть представлена преимущественно непроницае мыми или плохопроницаемыми породами. Нефтенасыщенными же ком плексами фундамента могут быть как кора выветривания (в Мурадхан лах), так и непосредственно КПФ осложненные трещиноватостью.

Между тем трещиноватые коллектора в зависимости от геодина мических условий способны изменять свои емкостные характеристики.

В условиях сжатия они могут частично или даже полностью сомкнуть ся, «перекачав» содержащиеся в них флюиды в коллектора с первич ной пористостью, а в условиях растяжения они, раскрываясь, будут всасывать флюиды из окружающей среды. Эффузивные образования Куринской впадины имеют максимальную мощность 4000 м в наибо лее прогнутой части Евлах-Агджабединского прогиба и осложнены разномасштабными дизьюнктивами, а синклинальная форма свиде тельствует об их подверженности изгибовым деформациям под воз действием сжимающих напряжений. В этой связи эффузивы, будучи компетентными породами, в их подошвенной части могут быть ослож нены сетью трещин растяжения благоприятной для формирования скоплений флюидов.

Известно, что разломам земной коры и другим разномасштабным дизьюнктивам отводится важная роль в вопросах образования трещин   но-кавернозных коллекторов, миграции и формирования залежей угле водородов. Их принципиальное отличие как ловушек, от структурных состоит в том, что они осуществляют не структурный, а резервуарный контроль за залежами нефти и газа.

Разломная тектоника ЮКМВ характеризуется относительно гус той сетью субмеридионально и субширотно ориентированных взаимо пересекающихся глубинных разломов, придающих поверхности фун дамента клавишное строение. Они позволяют прогнозировать зоны трещиноватости и дробления не только в осадочном чехле, но и в кри сталлическом фундаменте. Об этом же свидетельствуют газогрязевые вулканы ЮКМВ (Солахай, Айрантекян, Хамамдаг, Дуровдаг, о. Лось и др.), развитые над зонами дробления в КПФ и выбрасывающие в атмо сферу значительно большее количество газа, чем другие, а также об ломки пород древнее глубины залегания их корней. Эти факты позво ляют заключить, что глубинные разломы ЮКМВ обеспечивают верти кальную разгрузку глубинных флюидов и в осадочном чехле.

Как и все нефтегазоносные бассейны, ЮКМВ является открытой флюидодинамической системой, постоянно выносящей на дневную поверхность различные флюиды, в том числе и углеводородные. Со гласно Ф.Г. Дадашеву и др. в районе Абшеронского полуострова толь ко посредством грязевых вулканов на дневную поверхность выносятся миллиарды м3 газа и миллионы т. нефти. Это свидетельствует о высо ком нефтегазогенерационном потенциале литофациальных комплексов ЮКМВ, в том числе и непосредственно контактирующих с КПФ - ме зозойских, способных при благоприятных структурно-тектонических и геодинамических условиях насыщать флюидами пустотные простран ства КПФ.

Несмотря на то, что ЮКМВ характеризуется очень большой мощностью осадочного выполнения, в ее пределах есть выступы фун дамента с доступной глубиной залегания и в ряде случаев с нефтегазо носными надстилающими осадочными толщами. Так, например, к та ким участкам относятся Талыш-Вандамский выступ протяженностью более 300 км при ширине 30-40 км, в Шемаха-Гобустанском районе площади Мадраса, Ангехаран, Астраханка с естественными выходами нефти и развитым грязевулканизмом. Несомненный интерес представ ляют также зоны дробления в узлах пересечения разломов.

Для объективной оценки перспектив нефтегазоносности высту пов КПФ в ЮКМВ необходимо определить нефтегазогенерационный потенциал облекающих их осадочных толщ. В этой связи в большин стве случаев промышленная нефтегазоносность смежных территорий позволяет положительно оценить этот вопрос.

  В ЮКМВ КПФ изучены лишь по скоростям сейсмических волн.

Вследствие этого для успешного проведения в КПФ поисково-раз ведочных работ на нефть и газ необходимо изучение их состава и глу бинного строения на основании комплекса геолого-геофизических и буровых работ.

Высокие темпы добычи нефти и газа в Азербайджане требуют освоения и открытия новых нефтегазоносных объектов на доступных глубинах как осадочного чехла, так и фундамента ЮКМВ.

  УСТНЫЕ ДОКЛАДЫ СЕКЦИЯ "Нефтяные системы больших глубин" ГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ СО СВЕРХВЫСОКИМИ ДАВЛЕНИЯМИ В ЮЖНО-КАСПИЙСКОМ БАССЕЙНЕ:

ВОЗМОЖНОСТИ И ПРОБЛЕМЫ Г.Райли1, А.Джавадова2, С. Грант1, С. Дуппенбеккер1, Дж.Илифф1, К. Кенелли BP Caspian Ltd. (Великобритания) BP Caspian Ltd. (Азербайджан) BP Upstream (США) E-mail: gregory.riley@uk.bp.com Разведка и добыча углеводородов в Южном Каспии характеризу ется обычной прогрессией от неглубоких резервуаров на суше до глу бокопогруженных в морской части бассейна в глубоководье. Данный процесс является прямым результатом технологического прогресса во многих областях геофизики, бурения и инженерного оборудования.

Несмотря на имеющиеся технологии, которые требуются для устойчи вой добычи углеводородов в Южном Каспии (повышение коэффици ента нефтеотдачи, выявление плохо различимых разведочных целей при помощи 3D сейсмики, разработка нетрадиционных коллекторов), мы уверены, что добыча из глубоких резервуаров будет еще одним значительным шагом на пути к успеху. Существует несколько факто ров, которые в совокупности сохраняют качество коллекторов и угле водороды на больших глубинах Южного Каспия: 1) низкие геотер мальные градиенты, равные приблизительно 170С/км, сохраняющие углеводороды и ограничивающие кварцевую цементацию в аренито вых песчаниках;

2) быстрая скорость осадконакопления, более 3 км за 1 млн. лет, создающая сверхвысокие давления и, таким образом, пре пятствующая сжатию, приводящему к потере пористости.

Глубокопогруженные резервуары находятся под главными мор скими структурами, и недавно компания BP в Азербайджане обнару жила подвижные углеводороды и качественные коллекторы на место рождении Шах-дениз на глубине более 7000 м и давлении в резервуаре более 20,000 PSI (1400 атмосфер).

  Однако, выявление углеводородов на этих глубинах является лишь началом. Безопасность разведки, а также последующая разработ ка требуют значительных совершенствований и интеграции новых технологий. Прежде всего, разработка системы скважин, при которой возможно вести безопасное бурение и добычу при давлениях от 15, до 20,000 psi, является важнейшим моментом в осуществлении добычи газа при высоких давлениях и извлечении потенциала бассейна.

ТЕРСКО-КАСПИЙСКИЙ ПЕРЕДОВОЙ ПРОГИБ – ПЕРСПЕКТИВЫ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ ОТЛОЖЕНИЙ НА НЕФТЬ И ГАЗ И.В.Истратов ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия) E-mail: I_Istratov@vniigaz.gazprom.ru     Региональные мезозойские углеводородные системы Терско-Кас пийского передового прогиба (ТКПП) установлены в верхнеюрских карбонатных, нижнемеловых и верхнемеловых - палеоцен-эоценовых карбонатно-терригенных отложениях, а в Восточном Предкавказье в целом – еще и в нижнее-среднетриасовых, нижнее-среднеюрских обра зованиях, возможно перспективных на площадях ТКПП.

Расположенные на платформенном борту ТКПП параметрические скважины Дружба 1 (забой минус 5354 м) - вскрыла каменноугольные отложения, а расположенная еще южнее Бурунная 1 (забой минус м) так и не вышла из верхнего триаса.

Анализируя характер соотношения структурных планов ТКПП, следует обратить внимание на то, что геологическое строение террито рии существенно усложняется с глубиной. Если напряжения, обуслов ленные движением блоков фундамента, проявлялись в миоценовых породах через пластичную глинистую толщу нижнего миоцена - оли гоцена, отражая ее своеобразную тектонику, то меловые и юрские по роды подверглись диастрофизму сильнее. Развитие трещиноватости горных пород и частичное смещение сводов современных поднятий по верхнему мелу в северо-западном направлении вследствие тангенци ально-радиальных тектонических напряжений в предакчагыльскую и предантропогеновую фазы альпийского тектогенеза явились опреде ляющими факторами формирования так называемых "висячих" или "деструктивных" (ИГиРГИ) залежей, характерных для северного (При теречная и Советско-Галюгаевская зоны) и южного (Черногорская зо на) бортов прогиба. Геодинамическая активность территории, о чем   свидетельствуют ее повышенная сейсмичность, дифференцированный характер подвижек блоковых структур земной коры, фиксируемых ин струментальной съемкой, продолжает оказывать влияние на перефор мирование залежей углеводородных флюидов.

К 1990 г. в Терско-Сунженской зоне дислокаций в разработке и пробной эксплуатации находилось 40 залежей, по 17 выработанность запасов составляла 91-98%, по 9 – 70-90%. Добыто 420 млн т нефти, 45,5 млрд м3 попутного нефтяного и 640 млн м3 свободного газа. К верхнеюрским отложениям приурочено четыре – на Даттыхской, За манкульской, Малгобек-Вознесенской, Харбижинской площадях. На пример, в скважине 15 Харбижин верхнеюрские отложения вскрыты в интервале 5002 – 5170 м. Небольшой приток нефти с газом получен из интервала 5090 – 5170 м. Полный анализ нефти отсутствует, плотность ее 0,8112 г/см3, содержание серы 0,26%.

Из “подсолевых” отложений получен промышленный приток газа на Даттыхском месторождении из скважины 12. Отмеченные отложения вскрыты в интервале 4130 – 4394 м. Газ получен при опробовании испы тателем пластов из интервалов 4118 – 4241 м (расчетный дебит 40 тыс.

м3/сут) и 4265,5 – 4309 (расчетный дебит 770 тыс. м3/сут). После перфо рации из интервала 4356 – 4374 м получен газ с дебитом 10 тыс. м3/сут.

Это подчеркивает высокие перспективы газонефтеносности юрских от ложений не только Черногорской моноклинали, но и всей ТСЗД.

Дальнейшие перспективы газонефтеносности юрских “межсоле вых” и “подсолевых” отложений ТСЗД связываются с первоочередны ми поисками залежей углеводородов в ловушках массивного типа на Арак-Далатарекской, Ахловской, Брагунской, Малгобек-Вознесенской, Старогрозненской, Эльдаровской площадях. Перспективно также бу рение скважин на Заманкульской, Карабулак-Ачалукской, Северо Заманкульской, Северо-Малгобекской и других площадях. Приоритет ными объектами поисков залежей газа и нефти является “межсолевая” и “подсолевая” юра, “надсолевая” юра + валанжинский комплекс.

Меловые отложения в пределах рассматриваемого региона также перспективны на глубинах более 4500 м в ТСЗД (скв. 1007 Алханчурт ская, нефть из верхнего мела + палеоцен-олигоцен, минус 5800 м;

скв.

11 Ханкальская, газ из альба, минус 5800 м) и Терско-Сулакской впа дине (скв.3 Бабаюртовская, легкая нефть из альба, минус 5365 м).

Установлена закономерность, что на большей части своего рас пространения карбонатные отложения характеризуются ухудшенными ФЕС. Несмотря на низкие значения коллекторских свойств, опреде ленных по керновому материалу (полная пористость известняков верх него мела изменяется от 1,12% до 19,3%, проницаемость составляет   0,002 - 0,8 мкм2), эти значения не лимитируют высокую нефтеотдачу и дебиты по скважинам достигали 6000 куб. м / сут. Нефтегазоносность приурочена к приразломным зонам, отличающихся сильной трещино ватостью и раздробленностью.

На рассматриваемой территории (прежде всего, в Петропавлов ской впадине) продолжают оставаться высокоперспективными “узлы” пересечения разломов, где, как известно, развиты коллекторы трещин ного и смешанного типов. Глинистая толща олигоцена и нижнего мио цена служит надежной экранирующей покрышкой для верхнемеловых пород-коллекторов, часто образующих единый резервуар с палеоцен эоценовыми отложениями.

  ПРИРОДА ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ А.Е.Лукин Институт геологических наук

НАН Украины, Черниговское отделение Украинского государственного геологоразведочного институт E-mail: ukrnigri@mail.cn.ua В перспективе глубокозалегающие комплексы крупнейших проги бов мира – это, возможно, главный источник УВ сырья. Поэтому вопрос о природе глубокозалегающих нефтегазоносных резервуаров относится к первоочередным. Следует отметить и его большое теоретическое значе ние, благодаря тесной связи с вопросами генезиса нефти и газа, геотермо динамики процессов в флюидно-породных системах при больших давле ниях и температурах, геодинамического мониторинга и т.д.

В глубокозалегающих отложениях, как и в породах кристалличе ского фундамента или промежуточных комплексов, в продуктивных го ризонтах проявляются необычные для осадочных резервуаров нефти и газа на глубинах менее 4 км морфогенетические, флюидодинамические и геохимические особенности. Граница, разделяющая обычные и большие глубины промышленной нефтегазоносности, сейчас принимается на уровне 4000-4500 м. В глубоких нефтегазоносных бассейнах (НГБ) разно го тектоно-геодинамического типа, при широком возрастном диапазоне (докембрий-кайнозой), разнообразии состава формаций и различной сте пени их региональных преобразований, именно этот уровень в статисти чески значимом большинстве разрезов глубоких скважин характеризует ся изменениями геотермодинамических (появление сверхвысоких пла стовых давлений, существенное повышение пластовых температур), пет рофизических (коренное изменение природы порового пространства и   генетических типов коллекторов), гидрогеологических (проявления гид рогеологической инверсии) условий нефтегазоносности. Все это сущест венно влияет на различные характеристики залежей нафтидов. Среди уг леводородных флюидов на фоне широкого фазово-геохимического диа пазона (от твердых битумов и тяжелых нефтей до сухих метановых газов) начинают преобладать различные типы газоконденсатов с появлением метастабильных парогазовых систем в сверхкритическом или близком к критическому состоянии и других признаков резкого повышения роли ретроградных явлений. В сочетании с отмеченными петрофизическим изменениями это зачастую обусловливает необычный характер водонеф тяных, газоводонефтяных контактов, ослабление явлений гравитацион ной сепарации и капиллярного экранирования, что в свою очередь, может приводить к частичной или даже полной литологической инверсии кол лекторских и экранирующих свойств, смещения залежи относительно оп тимальных структурных или седиментационно-палеогеоморфологичес ких условий нефтегазонакопления. Это одна из причин возрастания глу биной роли нетрадиционных морфогенетических типов ловушек, связан ных с литолого-эпигенетическими (в частности, гипогенно-аллогенети ческими) факторами разуплотнения (кавернозно-вторичнопоровые, тре щинно-жильные, штокверковые и другие формы резервуаров).

Судя по данным сверхглубокого бурения, роль вышеуказанных яв лений резко возрастает на глубинах более 6 км. С этой точки зрения ин тервал 4-6 км следует рассматривать как переходный между обычными и сверхбольшими глубинами. Значение изучения предпосылок и законо мерностей нефтегазоносности больших (более 4 км) и сверхглубоких (бо лее 6 км) глубин определяется тем фактом, что преобладающая часть (не менее 70%) НГБ мира с доказанной промышленной нефтегазоносностью на глубинах до 4 км имеют мощность осадочного чехла больше 6 км. В то же время скважины глубже 6000 м пробурены не более чем в 20% НГБ.

Но несмотря на такую низкую в целом степень глобальной изученности НГБ, промышленная нефтегазоносность глубокопогруженных комплек сов доказана в 30 НГБ, где открыто свыше 100 месторождений с залежа ми на глубинах более 6 км. Это преимущественно рифтогенные НГБ, ха рактеризующиеся максимальными плотностями распределения углеводо родных ресурсов в глубокозалегающих комплексах надрифтових и собст венно рифтовых этажей нефтегазоносности. Еще более благоприятные условия для нефтегазонакопления на (сверх)больших глубинах можно предполагать в субдукционных и коллизионных НГБ, где благодаря их тектоно-геодинамическим особенностям мощный осадочный чехол ха рактеризуется аномально «растянутой» шкалой катагенеза, большим глу бинным, стратиграфическим и формационным диапазонами нафтидоге   неза и нефтегазоносности. Новейшие геотермические расчеты и данные геохронологически-геотермобарического моделирования регионально эпигенетических (автогенетических) изменений осадочных формаций свидетельствует о том, что в рифтогенных НГБ без признаков значитель ной тектонической инверсии (т.е. без появления линейной складчатости) поверхность зоны метагенеза расположена на глубинах 8-10 км, а в суб дукционных НГБ она может погружаться на глубины до 20 км.

В мире существует только несколько НГБ, уровень изучения глубо козалегающих комплексов которых позволяет рассматривать их как ре гионы-полигоны для исследования вышеуказанных факторов нефтегазо носности. Это, прежде всего, рифтогенные (авлакогенные) прогибы в пределах докембрийских платформ – Делавэр, Анадарко (Северо-Аме риканская платформа) и Днепровско-Донецкий (Восточно-Европейская платформа). В последнем на глубинах более 5 км отрыто 30 месторожде ний (20 газоконденсатных, 8 газовых, 2 нефтегазоконденсатных). Наи большая глубина получения промышленного притока газа в ДДВ дости гает 6300 м (Перевозовское газовое месторождение, скв.1, абс. дебит тыс. м3/сут). Максимальные дебиты газа из глубокопогруженных коллек торов получены на Сахалинском нефтегазоконденсатном (скв. 14, 4755 4780 м, горизонты В-22В-21, 2722 тыс. м3/сут), Валюховском газокон денсатном (скв. 1, 5347-5393 м, горизонт Т-1, 2240 тыс. м3/сут;

скв. 1, 5198-5213 м, горизонт В-26, 1968 тыс. м3/сут), Рудовском газоконденсат ном (скв. 1, 5750-5790 м, горизонт Т-1, 1020 тыс. м3/сут) месторождениях при начальных пластовых давлениях в диапазоне от 52 до 60 МПа и пла стовых температурах 124138°С. Все соответствующие залежи (и преоб ладающая часть других известных промышленных скоплений УВ) связа ны с вторичнопоровыми коллекторами, осложненными разнообразными диаклазами. Они представляют собой исключительно благоприятный объект для изучения природы нефтегазоносных резервуаров в глубокоза легающих продуктивных горизонтах.

В докладе по данным изучения глубокозалегающих продуктив ных горизонтов различных рифтогенных НГБ обоснована ведущая роль гипогенно-аллогенетического разуплотнения в формировании вторичных коллекторов нефти и газа, доказан импульсный механизм процессов нефтегазонакопления, открыты явления естественного гид роразрыва глубинными флюидами, показана роль адиабатического трещинообразования в формировании вторичных коллекторов, а также установлены новые закономерности экранирования углеводородных систем на больших глубинах.

  УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ГЛУБИННЫХ ФЛЮИДНО-НЕФТЯНЫХ СИСТЕМ Дмитриевский А.Н., Валяев Б.М.

Институт проблем нефти и газа РАН (Россия) E-mail: valyb@mail.ru Смена фиксистской парадигмы на мобилистскую сопровождалась пересмотром представлений о механизмах образования (природы) оса дочных бассейнов, обновлением их классификации с позиций тектони ки плит – новой глобальной тектоники. К началу ХХI в. томографиче ские исследования привели к пониманию того, что корни геодинами ческих процессов, управляющих зарождением и развитием осадочных бассейнов, прослеживаются в нижней мантии вплоть до ядра Земли.

Однако столь кардинальные изменения построений в геодинамике не привели к существенному пересмотру представлений о роли эндоген ных факторов в процессах нефтегазообразования.


В бассейновом моделировании ключевое положение занимают нефтяные системы (petroleum systems). В основе этих систем по прежнему находятся представления о формировании нефтегазовых ме сторождений за счёт генерации углеводородов комплексами осадоч ных пород, обогащённых органическим веществом, - разубоженными аналогами классических «нефтематеринских свит». Процессы генера ции для жидких (нефтяных) углеводородов завершаются при 150°С, а газовых (включая метан) – при 200°С. Этими же интервалами глубин определяется и дно «нефтяного колодца», т.е. невозможность нахож дения на бльших глубинах нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей. В довершение пессимистических оценок углеводородного по тенциала больших глубин приводятся статистические выкладки о рез ком снижении количества не только гигантских, но и крупных место рождений нефти и газа на глубинах более 4,5 км, не говоря уже о больших глубинах.

Однако, за последние десятилетия получены и новые данные, по зволяющие и заставляющие пересмотреть пессимистические оценки углеводородного потенциала больших глубин – за пределами не только 6,0 км, но и 8 км. В их числе,прежде всего, следует отметить материа лы о крупных нефтегазовых и газоконденсатных месторождений под дном Мексиканского залива на глубинах от 8 до 10 и более км (место рождения Тьюпи, Тибр и др.), Ю. Каспия – на глубинах более 6 км.

Характерной чертой этих месторождений является связь их формиро вания с глубинными инъекционными структурами – соляными и гли   нистыми диапирами, контролирующими каналы разгрузки глубинных углеводородных флюидов. Пластовые давления в залежах превышают значения нормального гидростатического в 1,5-2 раза.

Аномально-высокие параметры поровых резервуаров объясняют ся вторичным разуплотнением первично-поровых коллекторов в ре зультате импрегнации (инъекции) углеводородных флюидов. В палео бассейнах на суше разрабатывается более 1000 залежей на глубинах от 4,5 до 8,1 км, главным образом, в США. При этом среди резервуаров преобладают не поровые, а трещинно-поровые и трещинно-каверноз ные. Коллектора представлены не только песчаниками, но и аргилли тами, вулканогенными породами, метаморфическими и кристалличе скими породами фундамента. Резервуарно-флюидные давления харак теризуются высокой аномальностью, приближаясь нередко к значени ям литостатического (геостатического) давления. Наложенность про цессов формирования скоплений углеводородов проявляется и в связях их формирования с зонами трещиноватости разрывных нарушений, минеральных преобразований с участием вторгающихся глубинных флюидов. В сущности, нефтегазовые и газоконденсатные залежи и ме сторождения являются специфическими вторичными флюидизирован ными очагами, механизм формирования которых (вторжение) ранее нами рассматривался (Валяев, 1987). Наложенность скоплений углево дородов (флюидизированных очагов) по отношению к вмещающим комплексам пород и роль эндогенных процессов в их формировании с ростом глубин их залегания от 4,5 до 6-8 км и более проявляется всё с большей отчётливостью.

Парадоксально, что эта наложенность слабее проявляется в среднем интервале глубин (1,5-4,5 км) осадочного разреза, тогда как в приповерх ностном интервале наложенность, роль эндогенных факторов и участие глубинных углеводородных флюидов в формировании неконвенциональ ных (нетрадиционных) ресурсов и скоплений углеводородов проявляется шире. Для газогидратов и тяжёлых нефтей наложенность их скоплений по отношению ко всему осадочному разрезу и масштабы ресурсов получают удовлетворительное объяснение только с привлечением глубинных угле водородных флюидов к их формированию (Валяев, 2011;

Дмитриевский, Валяев, 2004;

Дмитриевский и др., 2011). Локализованность и гигантские масштабы разгрузок глубинных углеводородных флюидов в атмосферу и воды мирового океана также контролируются эндогенными факторами (Дмитриевский, Валяев, 2002).

В процессах формирования скоплений и ресурсов углеводородов по всему осадочному разрезу, с учётом их масштабности, задействова ны не многочисленные внутричехольные нефтяные системы, а круп   ные глубинные флюидно-нефтяные системы, корни которых связаны с энергетикой мантийных геодинамических процессов (плюмы, астено литы, коровые волноводы). Их характеристика уже получила отраже ние в целом ряде публикаций (Дмитриевский, 2003,2006;

Дмитриев ский и др., 2000;

и др.;

Смирнова, 2006;

и др.). Углеводородный потен циал больших глубин не может получить конкретных и корректных оценок без использования характеристик глубинных флюидно-нефт яных систем, определяющих масштабы генерации углеводородных флюидов, участвующих в формировании всего разнообразия скопле ний углеводородов. С использованием такого рода систем качественно новый уровень может получить и бассейновое моделирование.

Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (грант 11 05-00193а).

  ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ВЕРХНЕПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ КОМПЛЕКСОВ – ОСНОВА ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ НЕФТИ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ В УРАЛО-ПОВОЛЖЬЕ С.А. Пунанова1, Р.З. Мухаметшин Институт проблем нефти и газа РАН (Россия) Казанский Федеральный университет (Россия) E-mail: punanova@mail.ru;

GeoEng111@yandex.ru Выбор стратегии и методов поисков залежей нефти и газа на больших глубинах во многом зависит от познания тектонических про цессов на исследуемой территории, правильной оценки возможных ис точников УВ, направления миграции их потоков и времени формиро вания скоплений нефти и газа. Исследование выполнено с целью уста новления генетических связей верхнепалеозойских нефтегазоносных комплексов (НГК) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУ НГП) с флюидальными углеводородными (УВ) системами допалеозоя.

Нефтеносные пласты в осадочной толще верхнего палеозоя в цен тральных районах Урало-Поволжья залегают на глубинах от 600 до 2600 м. В них выявлено свыше 1,5 тысяч УВ скоплений. Диапазон рас пространения залежей нефти промышленного значения чрезвычайно широк и охватывает по разрезу почти весь палеозой от эйфельских (средний девон) до пермских отложений. Что касается осадочных об разований верхнего протерозоя в наиболее погруженных (на глубину 3,0-3,5 км и более) участках кристаллического фундамента, то, несмот   ря на усилия геологических служб, заметных успехов в поисках в них залежей УВ не достигнуто, хотя перспективность их доказана откры тием небольшого числа нефтяных залежей.

Согласно исследованиям (О.А.Арефьев и др., 1994;

О.К.Баженова и др., 1994) в рифей-вендском разрезе Восточно-Европейской платформы распространены горизонты, обладающие повышенным нефтематерин ским потенциалом, а по составу и физико-химическим свойствам нефти этого комплекса разделяются на две группы: 1) тяжелые, смолисто асфальтеновые, преимущественно нафтеновые (Верхнекамская впадина), которые считаются древними;

2) легкие метановые с большой долей лег кокипящих УВ, относительно молодые, возможно даже кайнозойские (юго-восточные районы ВУ НГП). На Ольховском поднятии (Бузулукская впадина) рифей-вендские отложения опробованы в скв. 412, из которых получен фонтан легкой (0,801-0,830 г/см3) нефти. Следует также отме тить, что проанализированный в ИОФХ КазНЦ РАН экстракт из нефте содержащего рифейского песчаника Бавлинского месторождения (скв.

20012, гл. 2172 м) по ряду параметров и химическому типу (AI по Ал.А.Петрову) оказался близок к легким нефтям девона.

В этом плане весьма примечательно обнаружение (Р.З.Мухамет шин, С.А.Пунанова, 2011) непосредственной связи физико-химических свойств пластовых нефтей со временем формирования вмещающих их структур. Так, нефти залежей пашийского горизонта верхнего девона месторождений юго-восточного склона Южно-Татарского свода, при уроченные к структурам позднего заложения, в т. ч. и Бавлинской, время заполнения нефтью которой датируется как неогеновое (Р.З.Му хаметшин и др., 1997), самые легкие, маловязкие (до 4,7 мПа·с). Нефти залежей в тех же слоях месторождений другой группы, которые при урочены к структурам палеозойского времени формирования, имеют свойственные нефтям карбона характеристики (в частности, вязкость 10,9-23,9 мПа·с).

Ранее (С.А.Пунанова, Т.И.Гордадзе, 1999) в пределах верхнепа леозойского разреза ВУ НГП были выделены «девонский», «каменно угольный» и «пермский» геохимические типы нефтей, отличающиеся по УВ и микроэлементному составу, плотности и т.д. В этой связи осо бый интерес представляют доманикиты и доманикоиды, которым ис следователями (К.Б.Аширов, 1965;

Е.С.Ларская, 1983;

С.Г.Неручев и др., 1986;

и др.) придается значение нефтегенерирующих. Сопоставле ние результатов исследований экстрактов из нефтенасыщенных алев ропесчаников нижнефранского подъяруса и залегающих выше дома никитов среднефранского возраста приводит к выводу, что при мигра ции легкой нефти вверх по разрезу в результате контакта с доманики   тами происходит их обогащение ванадиловыми порфиринами, серой и САВ (Г.П.Каюкова, Р.З.Мухаметшин, Г.Н.Гордадзе и др., 1998). По этому в нефтеносных комплексах ВУ НГП целесообразно выделять (Р.З.Мухаметшин, С.А.Пунанова, 2011) геохимические разновидности нефтей: среднедевонско-нижнефранские (поддоманиковые) и средне франско-каменноугольные (доманиковые+наддоманиковые). Преиму щественно же вертикальный характер миграции УВ при формировании залежей подтверждается многочисленными фактами (Р.З.Мухаметшин, Г.П.Каюкова, 2000).

Таким образом, вышеизложенное указывает на наличие в недрах при формировании скоплений нефти нескольких источников УВ, в том числе и глубинного, активизировавшегося в кайнозое. В связи с этим выявление залежей легкой нефти на больших глубинах в ВУ НГП нами связывается в первую очередь со структурами позднего заложения, возможности выявления и картирования которых различными метода ми значительно шире.

ОСОБЫЙ ПОДХОД К ПРОВЕДЕНИЮ РАЗВЕДКИ В СЛОЖНЫХ РАЙОНАХ С.-К.Фосс, А.Соллид, А.Сахаров "Statoil" (Норвегия) E-mail: asah@statoil.com Будущее нефтяной разведки видится в более сложной геологиче ской обстановке. Точное понимание земных недр необходимо для вы работки правильных перспектив с учетом безопасности и эффективно сти операционных работ во время бурения. Это также означает пони мание и управление непредвиденными обстоятельствами.

Любой геологический и геофизический метод, используемый в разведке, имеет свойственную ему неопределенность, основанную на качестве исходных данных и недостатков метода.

Интеграция таких методов, работающих на общепринятой модели Земли, позволяет как-бы усилить эффективность метода и тем самым уменьшить степень неясности.

Как правило, исследование недр в сложных геологических средах сталкивается со своеобразными проблемами. В этом случае важно вне сти коррективы соответственно каждому случаю. Детальные регио нальные геолого-геофизические исследования имеют первостепенное значение в данном случае.

  Любая интеграция методов должна соответствовать своей цели как в научном смысле, так и в разведке. Кредо нашей кампании таково, что только передовые геофизические средства в комплексе с подобной интеграцией могут привести к достоверному пониманию земных недр.

В данном докладе представлены международные примеры по добного решения задач изучения земных глубин с ударением на инте грацию результатов улучшенного сейсмического имиджинга и пони мания неопределенности.

  ОБ ОСОБЕННОСТЯХ УСЛОВИЙ ГЕНЕРАЦИИ И ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ А.А. Фейзуллаев Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана E-mail: akperf@yahoo.com Нефтегазовая промышленность придерживается в настоящее время двух различных стратегий развития. Первая - это повышение эффективности извлечения углеводородов (УВ) из уже разрабатывае мых месторождений, из которых, как правило, извлекается только 30 40% нефти. Считается, что за счет увеличения коэффициента нефтеот дачи на 10% мировое сообщество могло бы получить дополнительно триллион баррелей нефти, т.е. почти удвоить его запасы.

Вторая стратегия это проведение разведочных работ на новых еще неразведанных глубоководных (более 1000 м) частях океанов, которые покрывают приблизительно 70% поверхности земли. Начало поисков на подводных континентальных окраинах глубоких океанских бассейнов было стимулировано развитием инженерной технологии, позволяющей бурить при глубинах моря до 3 км в недра под морским дном на глубину 6-8 км. В сущности это достаточно рискованное и дорогое предприятие, поскольку одна глубоководная поисковая скважина стоит от 80-120 до 200 миллионов долларов, что на несколько порядков больше, чем типич ная скважина на суше. Тем не менее, политическая и экономическая дей ствительность (высокий уровень цен и рост потребления нефти) делает глубоководные поиски коммерчески жизнеспособной задачей. Это нахо дит свое подтверждение открытиями крупных месторождений нефти в глубоководных частях океанов (в Мексиканском заливе, на шельфе Бра зилии и Африки). В настоящее время промышленная нефтегазонос ность на глубинах более 4500 м и глубже установлена практически более чем в 50 нефтегазоносных областях мира.

  Выявление на глубинах 9-10 км нефти, а также анализ результатов экспериментов по изучению свойств углеводородных флюидов (УВ) в условиях высоких температур и давлений заставляют по-новому оценить проблему нефтегазоносности глубокопогруженных отложений. Выпол ненный анализ позволяет очертить основные особенности условий гене рации углеводородов (УВ) и их фазового состояния в глубоководных час тях бассейнов, которые заключаются в нижеследующем:

• высокие температуры и давления на больших глубинах при обретают критическое значение для фазового состояния УВ;

• на одних и тех же глубинах в сверхглубоководных частях бас сейнов в сравнении с сушей давление в пласте соотносительно к тем пературе значительно выше за счет мощности водного слоя. Например, на открытых в последнее время в Мексиканском заливе месторожде ниях при температурах на поверхности осадочного покрова (дно океа на) около 4-50С давление составляет: на месторождении Kaskida атм, Chinook – 291атм, а Tobago-318 атм. В связи с этим ранее широко используемый в различных схемах и расчетах для верхней части оса дочного разреза параметр глубины скважины / залежи не приемлем для глубокопогруженных отложений;

• роль давления в процессах генерации нефти и газа ранее счи талась несущественной. Однако, выполненные в последние годы экс периментальные исследования и результаты сверхглубокого бурения опровергают это утверждение;

• быстро погружающиеся бассейны (Южно-Каспийский бас сейн, бассейн Мексиканского залива и др.) характеризуются широким развитием на больших глубинах аномально-высоких пластовых и по ровых давлений (АВПД и АВПоД), что указывает на почти закрытый характер системы порода-флюид. В этих условиях в соответствии с за конами химии и согласно результатам многочисленных экспериментов наблюдается замедление химических процессов и, в том числе, про цессов преобразования органического вещества (ОВ), крекинга нефти, трансформации глинистых минералов и т.д. Предполагается, что в ус ловиях АВПД температурный предел существования нефти может дос тигать 280-2900С. Установлено, что в этих условиях наблюдаются и относительно более низкие значения отражательной способности вит ринита (Ro), что может привести к ошибке при оценке термальной зре лости глубокопогруженных бассейнов, основанной на данных этого параметра;

• по мере погружения отложений в зону высоких температур и давлений происходит сближение физических свойств УВ флюидов, за   счет увеличения с глубиной плотности конденсатов (до 840 г/см3) и уменьшения нефти (до 770 г/см3). В этих условиях, с учетом интен сивного газообразования, формируются легкие, так называемые «лету чие нефти». Глубокое бурение показало, что во многих областях глуб же 4,5 км обычно распространены легкие и средние по плотности неф ти. По имеющимся оценкам нефти с плотностью менее 0,850 г/см3 со ставляют около 30%. Все это свидетельствует о широком диапазоне зоны смены фазового состояния УВ и необходимости пересмотра тра диционных критериев его распознавания, применявшихся для неглу боких залежей.

Обобщение вышеприведенных аргументов позволяет заключить, что в молодых, быстропогружающихся бассейнах существование неф ти следует ожидать глубже, чем это предполагалось ранее.

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БОЛЬШИХ ГЛУБИН ПРЕДКАВКАЗЬЯ В.А. Гридин, М.П. Голованов, А.В. Колесниченко Северо-Кавказский Государственный Технический Университет (Россия) E-mail: gridinva@mail.ru;

m-golovanov@yandex.ru Северный Кавказ и нижнее Поволжье по праву относятся к ста рейшим нефтегазодобывающим регионам России. Высокая плотность проведенных поисковых геолого-геофизических работ и развитая ин фраструктура нефтегазового производства в прошлом веке привели к открытию здесь ряда крупных месторождений УВ и их быстрому ос воению. В связи с этим в настоящее время остро стоит проблема при роста ресурсной базы и формирования фонда перспективных объектов.

Но в настоящее время фонд подготовленных объектов и перспектив ных территорий в существенной степени исчерпан, и дальнейшие пер спективы могут быть связаны или с мелкими объектами, рентабель ность освоения которых весьма сомнительная, или с поисками скопле ний УВ на больших (более 5-7км) глубинах. Реализация этих задач в регионе может быть обеспечена только в результате значительного увеличения объемов поисковых геологоразведочных работ, которым должны предшествовать тематические научно-исследовательские ра боты. Прогнозная оценка перспектив нефтегазоносности больших глу бин должна опираться на выявление основных закономерностей фор мирования ловушек и резервуаров нефти и газа. Статистический ана лиз встречаемости в разрезе различных типов природных резервуаров   по мере увеличения глубины залегания показывает закономерное сни жение доли терригенных коллекторов, обладающих поровой емкостью и увеличение карбонатных резервуаров с трещинной и кавернозной емкостью. Этот вывод, наряду с результатами бассейнового моделиро вания, позволил определить бортовые части седиментационных палео бассейнов как наиболее перспективные направления для поисков скоп лений УВ в карбонатных коллекторах на больших глубинах.

Осадочные комплексы юго-восточного обрамления древней Рус ской платформы и сопряженной территории Скифской плиты это, по сути, весьма показательная ретроспектива пространственно-временной миграции рифтовых зон с севера на юг, от девона – карбона ДДВ и Прикаспийской впадины до триаса Ирклиевской впадины и Маныч ских прогибов, и до юры Западно-Кубанского и Терско-Каспийского прогибов. Миграция фаз складчатости это естественноисторический процесс геодинамического развития Земли и древнего океана Тетис, в частности, поэтому заложение крупных прогибов (рифтовых зон) с примерно параллельными субширотными осевыми ориентировками, сформировавшихся между герцинской и альпийской тектоно-магмати ческими эпохами это явление вполне закономерное, как, собственно, и соответствующие им циклы карбонатонакопления.

Особое внимание к карбонатным литотипам обусловлено тем, что карбонатные коллекторы на больших глубинах более устойчивы, чем терригенные. Одно из объяснений высокой устойчивости карбонатных пород в глубоких зонах катагенеза заключается в том, что значитель ная часть их порового пространства имеет вторичное происхождение, связанное с выщелачиванием и доломитизацией. Особенность таких пор состоит в том, что они не могут исчезнуть в результате воздейст вия главных факторов стадийного изменения (температуры, давления, времени), т.к. они представляют собой полости в скелете, который держит всю нагрузку до тех пор, пока порода не станет пластичной.



Pages:   || 2 | 3 | 4 | 5 |   ...   | 7 |
 

Похожие работы:





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.