Суббота, 24.02.2018
Мой сайт
Меню сайта
Статистика

Онлайн всего: 1
Гостей: 1
Пользователей: 0
Главная » 2018 » Январь » 27 » Перспективы магматических пород Тимано-Печорского и Западно-Сибирского Нефте-Газоносных Бассейнов с точки зрения перспектив островодужных об
14:28
Перспективы магматических пород Тимано-Печорского и Западно-Сибирского Нефте-Газоносных Бассейнов с точки зрения перспектив островодужных об

Москва. Ведущий геофизик ООО «Геонефтегаз» Вадим Чернов оценивает перспективы магматических пород Тимано-Печорского и Западно-Сибирского Нефте-Газоносных Бассейнов с точки зрения перспектив островодужных образований, и считает, что на суше есть альтернатива шельфовым проектам. Он предлагает принять бизнес предложение об инвестировании в разработку 2-х Лицензионных участков УВС в Курганской области, чтобы оценить эти перспективы, как частный случай попытки развития нефтегазодобычи из пород кристаллического фундамента на суше. Предлагаем вниманию читателей статью Вадима Чернова.

Технология наземных измерений ВРЭ-ВП
В комплексе геофизических исследований электроразведка занимает важное место. Это связано с тем, что геоэлектрические параметры напрямую связаны с физическими параметрами слоёв, литологическим составом и нефтеносностью. Специалистами ЗАО “НПЦ “Геонефтегаз” разработана технология Высоко-Разрешающей Электроразведки с измерением параметра Вызванной Поляризации (ВРЭ-ВП) в вариантах скважинно-поверхностных и наземных измерений. За 18 лет работы Технология опробована на всех этапах геологоразведочных работ и доказала свою эффективность. За всё время работы по методике ВРЭ-ВП отработано более 20 тыс. погонных км профилей на 60 нефтеперспективных объектах в разных регионах России и за рубежом. Технология применения закрепленного питающего источника:
- Позволяет применять систему многоканальных измерений.
- Позволяет выполнять многокомпонентные измерения электромагнитного поля.
- Обеспечивает высокую плотность сети наблюдений.
- Обеспечивает высокую технологичность и производительность работ

Обратная задача ВРЭ-ВП
На основе инверсии электро-магнитного поля программа позволяет получать распределение сопротивлений, анизотропии сопротивления и процессов ВП в разрезе и по площади. Одновременно в подборе могут участвовать несколько компонентов электромагнитного поля.
Программа разработана в ЗАО НПЦ Геонефтегаз и входит в программный комплекс обработки и интерпретации данных электромагнитных зондирований по технологии ВРЭ-ВП EPIS.

Анизотропия удельного сопротивления, компонента Ex
Известно, что при вычислении компоненты электромагнитного поля Ex (в отличии от dBz/dt) над многослойной средой одновременно используются две рекуррентных функции, описывающие законы горизонтального и вертикального распределения удельных сопротивлений в разрезе. Т.о. у нас появляется возможность исследовать оба эти направления.
Залежь в электромагнитном поле анизотропный объект
Залежь углеводородов представляет собой относительно тонкий высокоомный пласт в одном из слоев толстослоистой геоэлектрической модели разреза. Такой тонкий пласт не приводит к заметному изменению продольного сопротивления перспективного слоя. Однако, анализ моделей с высокоомной вставкой показывает, что в этой ситуации увеличивается поперечное сопротивление слоя, а это значит, что слой, включающий залежь становится макроанизотропным.
Заметное изменение анизотропии может быть связано не только с высокоомными вставками, но и с трещиноватостью или другими эффектами. Например, известно, что в состав нефти входят оптически активные терпаны и стераны (С19-С35 порядка 30% состава тяжелых и 10-20% легких нефтей), которым свойственен эффект Керра. Реально получаемые величины изменения анизотропии составляют 30-50%, а не 2-3%, как получилось при моделировании.

Точность прогноза нефтенасыщенной мощности на примере известного месторождения в Западной Сибири
С 2006 по 2008 годы на участке Тевлинский (Западная Сибирь) по запросу Когалымнефтегаза (Лукойл-Западная-Сибирь) с целью прогноза нефтеносности, определения контуров и геологической структуры нами были выполнены работы по технологии ВРЭ-ВП.
Объем составил 750-800 км с шагом 50 м. и расстоянием между профилями 300-600 м. Результатами, полученными электроразведкой, были распределения по площади фазового параметра сопротивления, поляризуемости и анизотропии сопротивления в перспективных слоях. На основе данных интерпретации ГИС, переданных заказчиком, и геоэлектрических параметров, полученных нами, были построены графики корреляции каждого параметра и нефтенасыщенной мощности. Если сравнить прогнозируемую на основе инверсии ВРЭ-ВП и реальную нефтенасыщенную мощность (серо-красный штрих), можно увидеть соответствие между этими параметрами.
Программа эл.-м. инверсии позволяет получать поляризуемость, сопротивление и анизотропию для заданных глубин и получать прогнозные карты на основе этих параметров.

Цель выполненных работ в Курганской области
На основании заключения о возможной перспективности мезозойских отложений осадочного чехла, пермо-триасового промежуточного комплекса, а также палеозойского фундамента, нефтегазоносность которого доказана во многих районах Западной Сибири, была разработана «Программа поисково-оценочных работ на Михайловском и Пичугинском лицензионных участках на период 2007-2010 годов».
Цель работ ЗАО НПЦ Геонфетегаз: Выявление и ранжирование потенциальных ловушек УВС для дополнительного обоснования точек заложения 2-х поисково-оценочных скважин на Михайловском лицензионном участке.

Результаты интерпретации ВРЭ-ВП и бурение на Михайловском участке
Априорные данные, которыми мы располагали была информация о предполагаемой мощности осадочного чехла (600-700м), первые 1000-1500 м электрического каротажа по одной-двум скважинам и сейсмические разрезы до глубины 3000 м (однако уверенности в точности годографа не было). Предполагалось, что метаморфизованные породы залегают до глубин порядка 4-5 км.
В результате инверсии ВРЭ-ВП была построена геоэлектрическая модель до глубин 6000 м, по данным анализа фазового параметра и параметров слоёв было дано подтверждение перспективности проектируемой 2-ой Михайловской скважины.
Скважина была пробурена до глубины 2900 м.
Максимальная мощность осадочного чехла, представленного терригенными отложениями мезозоя, вскрытая 2-ой Михайловской скважиной составляет 800 м. Далее до глубины 2400 м располагаются метаморфизованные породы, относимые геологами к терригенно-карбонатными отложениям средне- и верхнепалеозойского возраста Вагай-Ишимского бассейна, а начиная с 2400 и ниже вскрыты 300 м гранитов и 100 м гнейсов, которые по-видимому необходимо отнести к нижнепалеозойскому- протерозойскому возрасту, соответствующему кристаллическому фундаменту Западно-Сибирского квазикратона.
Бурение подтвердило построенную нами модель, но скважина не дала ожидаемого притока углеводородов. Казалось бы, что в магматических породах нефти быть не должно и бурить далее бессмысленно. Однако по комплексу методов грави-, магниторазведки, геохимия, электроразведки 2-ая Михайловская скважина является потенциально перспективной.
Необходимо отметить, что для уточнения глубины нами были использованы нелинейные алгоритмы инверсии, т.к. линейные дали не достаточно точную привязку: 1600-3250 м. В результате нелинейного алгоритма были получены уточненные параметры слоёв разреза и построены корреляционные связи поляризуемости и поперечного сопротивления каждого слоя, а затем график изменения коэффициента этой корреляции от глубины.
Если следовать принятой нами модели “залежь”: повышение поляризуемости вокруг залежи и рост сопротивления в ней, то максимум коэффициента, находящийся на глубине 3000 м в интервале 2500-3250 м, должен соответствовать перспективным объектам в 9 слое геоэлектрического разреза. Таким образом наибольшая перспективность Михайловской площади оказывается приурочена к гранито-гнейсам нижнепалеозойского возраста.

Абиогенное происхождения нефти, перспективы Курганской области и перспективы Российских недр
Биогенная: Исходное вещество - продукты распада биогенного материала, рассеянные в донных отложениях водоемов. Кероген длится десятки и сотни миллионов лет.
- в нефтегазоносных регионах залежи приурочены к пластам горных пород определенного возраста
- в нефти присутствуют биомолекулы, часть которых обусловливает оптическую активность нефти
Существует много вариантов гипотезы биогенного происхождения, например:
Морские осадки, содержащие биогенное органическое вещество, в процессе субдукции затягиваются по крупному разлому под литосферную плиту в зону мантии Земли. Из этого органического вещества в высокотермальной области синтезируются углеводороды, которые поднимаются затем вверх и образуют месторождения.
В случае биогенного происхождения запасы УВ исчерпаемы.
Абиогенная: Д. И. Менделеев считал, что нефтегазообразование часть процесса дегазации Земли. Глубинная дегазация связана с активными зонами земной коры, для которых характерны наличие глубинных разломов, высокая сейсмичность и вулканизм. Преобладающие компоненты в составе газов - это пары воды, СО2, H2S, H2, N2 и углеводороды. Химическая база минеральной гипотезы - это каталитический синтез и конверсия углеводородов при высоких температурах и давлениях. Для синтеза необходим реакционный объем. За счет полиморфных превращений и разуплотнения гетерогенного вещества подкоровой области в ней образуются зоны резко пониженного давления (рифтовая подушка, зоны декомпрессии, плюм, или мантийный диапир, и т.п.). Туда и устремляется лавина нефтегазообразующих радикалов или СО с Н2, там и создаются условия для возникновения полных углеводородных форм. После синтеза углеводороды поднимаются по проницаемым зонам и разломам земной коры вверх, в области меньших давлений, образуя при благоприятных условиях месторождения.
Синтез Фишера-Тропша :
nCO + (2n+1)H2 -> CnH2n+2 + nН2О
nCO + 2nH2 -> CnH2n + nН2О
Катализаторами служат металлы VIII группы: наиболее активен Ru, затем Co, Fe, Ni.
В химической промышленности используются катализаторы Циглера-Натта, однако стереоспецифическая полимеризация возможна и в природе (кембрийские голубые глины, гнейсы под действием серной кислоты становятся такими катализаторами).
В Саудовской Аравии извлекаемые запасы определяются 43 млрд. м3, геологические 160 млрд. м3 вместо 7,5 млрд. м3 по модели органического нефтегазообразования.
В Карпатах мощные нефтеносные пласты обнаружены на глубинах 6- 7,5 км. В Днепровско-Донецкой впадине известны уже почти 30 месторождений с залежами на глубинах 4500-6000 м, откуда скважины фонтанируют с дебитом нефти 500 т/сут.
В пепле, выпавшем из палящей газопепловой тучи курильского вулкана Тятя найдены абиогенные аминокислоты.
Выявлено нефтегазовое месторождение в центре Мексиканского залива, где глубина моря достигает 3500 м и нет континентальной земной коры.
В недрах заполярной территории Тюменской области (ЯНАО) разведаны запасы газа, и часть их сосредоточена в 30 газогидратных месторождениях (под слоем газогидратов, которые являются флюидоупорами), среди которых находится и давно разрабатывающееся Мессояхское.
Более 280 месторождений нефти и газа, в которых часть запасов находится в кристаллических породах фундамента осадочных бассейнов. На всех континентах и их шельфах. Этими породами являются габбро, граниты, грано-диориты, гранофиры, гранитогнейсы, амфиболиты, кристаллические сланцы и др.
В межзвездных молекулярных облаках выявлены СО, Н2 и углеводороды, а австралийскими астрономами на расстоянии 30 тыс. световых лет от Земли обнаружено огромное облако аминокислот и белка. Метеориты содержат оптически активные органические вещества, углеводородные радикалы и асфальтоподобный органический полимер.
Полеты автоматических межпланетных станций к планетам-гигантам дали богатую информацию об органическом веществе в атмосферах Юпитера и Сатурна. Радиотелескопы обнаружили в межзвездной среде колоссальный перечень органических молекул, которые можно считать промежуточными продуктами в добиотическом синтезе. Химическая эволюция органических соединений происходит во Вселенной повсеместно. По данным различных исследований, реакции Фишера- Тропша имеют универсальное космохимическое значение и ответственны за генезис углеводородов, нефти, карбидов в межзвездных облаках.
Недра многих нефтедобывающих районов России считаются хорошо разведанными. Однако, использование новых подходов и рассмотрение кристаллического фундамента в качестве промежуточного звена миграции нефтегазоносных потоков и поискового объекта позволит поновому и правильнее оценить их ресурсный потенциал. Так в республике Татарстан на Ромашкинском месторождении после 35-летнего периода специального изучения кристаллического фундамента открыто говорят о проведении поисковых работ на нефть и газ в гранито-гнейсовом слое Южно-Татарского свода. Более того, говорят о подпитке и регенерации месторождений осадочного чехла из глубин планеты. Нефтяные месторождения - это постоянно подпитывающийся из глубин недр, возобновляемый объект. Промышленная нефтегазоносность кристаллических пород фундамента Западно-Сибирского нефтегазносного бассейна развита весьма широко и выявлена на многих месторождениях. К настоящему времени в докембрийских и допалеозойских породах этого региона открыто 74 залежи нефти и газа, составляющие 61 месторождение. Особого внимания заслуживает Предуральская НГО (Березовский, Шаимский районы). На сегодняшний день промышленная нефтегазоносность пород кристаллического фундамента установлена определенно и достоверно.
На месторождении Белый Тигр основные нефтенасыщенные интервалы расположены в разрезе гранитного массива на глубине от первых десятков метров до 1500-2000 м от поверхности фундамента и приурочены к "свежим" гранитам, гранодиоритам. То есть, механизм формирования пустотного пространства гранитного массива связан не с процессами выветривания, а в основном с глубоким преобразованием пород под воздействием глубинных гидротермальных растворов.
Возможно, именно со стереотипом “Коллекторы фундамента - коры его выветривания” связаны многие неудачи поисково-разведочных работ.
Экраном для залежи может служить не терригенные породы, а эффузивные покровы. Это так называемая зона закатки (по Гаттенбергеру Ю.П.), возникающая в верхней части гранитоидного массива в результате неравномерного остывания магмы.
Докторская диссертация ЧАН ЛЕ ДОНГа (р-ка Вьетнам) по материалам месторождения Белый Тигр.

“НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ТЕХНОЛОГИИ РАЗРАБОТКИ ГРАНИТОИДНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НЕФТИ И ГАЗА”
При бурении первых поисковых и разведочных скважин на новых площадях породы фундамента необходимо вскрывать на максимально возможную глубину.
Механизм образования залежей УВС в гранитах по Дмитриевскому А.Н.
Механизм образования в тылу островной дуги вторичной рифтовой зоны и спрединг дна задугового бассейна. В формировании флюидного режима зоны вторичного спрединга участвуют два механизма, которые условно можно назвать "горячим" и "холодным". "Горячий" механизм: в образующиеся трещины и пустоты в разломах внедряется магма, которая достаточно быстро застывает под действием морской воды, заполняющей поровое пространство. Передача тепла от магмы создает тепловую конвекцию в пористом пространстве, что приводит к выщелачиванию гранитоидов. Иначе говоря, в гранитных массивах возникает вторичная пористость и кавернозность. Такого типа процессы в разломе сопровождаются деформациями. На локальном уровне такие процессы являются неравномерными в силу несовместности движения отдельных блоков земной коры или особенности характеристики трения в разломе. Неравномерность движений приводит к тому, что расширение сменяется сжатием, а холодные флюиды (“холодный” механизм) циклично заполняют и освобождают пористо-трещиноватое пространство.

Салымское и Михайловское месторождения и островные дуги на суше и в море
В пересечении рек Тобола и Оби, восточнее г. Ханты-Мансийск и западнее г. Сургут, располагается группа Салымских месторождений, принадлежащих совместно Shell и Салым Петролеум Девелопмент, которые также расположены относительно этой островной дуги, как Михайловская площадь в Курганской области. Дебиты из скважин Салымской группы позволяют интенсивно развивать эти месторождения и получать серьезные прибыли.
По-видимому, крупные нефтегазодобывающие компании в курсе дел, касающихся перспектив пород фундамента. И потому что производство на поверхности Земли, а не в море, во много раз дешевле, эта тема не является полезной для получения доходов от оборота денежных средств. Нефти и газа много, но процесс их добычи сам является источником дохода для определенного круга людей. Где есть большой денежный поток, там можно получить прибыль от него. Кроме того, цену на топливо можно увеличивать под предлогом истощения ресурсов. В самом деле, цены на нефть и газ должна быть на самом деле намного меньше, чем сейчас, потому что ресурсов еще достаточно. И сказать, что они заканчиваются не правильно, так как прогноз, что они закончатся, не оправдался еще 10 лет назад. На карте современной гидротермальной активности в районе г. Сургут и г. Ханты-Мансийск есть активные выходы богатые органическим веществом и совпадающие на карте нефтегазоносности Западно Сибирской провинции с газовыми месторождениями Каряунское и Вачимское. На основе современной гидротермальной активности в регионе можно говорить об имеющем в настоящее время активном спрединге и благоприятной флюидодинамической обстановке для непрерывного формирования современных месторождений нефти и газа. При бурении 2-ой Михайловской скважины, которая в Курганской области самая глубокая и пробурена компанией “Нефтепереработка”, с глубин 2400 и 2450 м (кровля гранитов) также было отмечено несколько значительных выходов метана в процессе бурения. На картах Северного Ледовитого океана (хребты Ломоносова и Менделеева), Западно-Сибирской Нефтегазоносной провинции (направленность местрождений газа в районе п-ва Ямал), Тимано-Печорской Нефтегазоносной провинции (Колвинский вал) и островной дуги в области г. Печоры, существуют сонаправленные геологические элементы. Ученые УрО РАН считают наиболее вероятным вариант абиогенного происхождения углеводородов, делая заключения на основе геохимического анализа и присутствия С10 в шламе глубоких скважин в Курганской области. Геологи в состоянии искать УВ как на суше, так и в море, и даже в магматических породах в глубинах гранитогнейсовых комплексов. Однако, в России это не так уж легко делать, так как существует государственная альтернатива в море.

Предложение об участии в разработке 2-х Лицензионных участков УВС в Курганской области, как частный случай попытки развития нефтегазодобычи из пород кристаллического фундамента на суше.
ООО Нефтепереработка владеет лицензиями на право поиска, разведки и добычи углеводородного сырья на 2-х лицензионных участках в Курганской области: Пичугинский и Михайловский. Общие извлекаемые запасы нефти составляют по данным Уральского Филиала Роснедра более 20 млн. т.
Чернов Вадим Вадимович (ведущий геофизик ЗАО НПЦ ГЕОНЕФТЕГАЗ, г. Москва) и Худяков Максим Сергеевич (исполнительный директор ООО НЕФТЕПЕРЕРАБОТКА, г. Курган) предлагают всем желающим компаниям и частным лицам принять участие в обсуждении и участии в разработке Курганских запасов нефти и газа.

231@geoneftegaz.ru
+7495-925-56-33+202
Vad-chernov@hotmail.com
+7906-731-2438
Доклад Чернова в Киеве на конференции EAGE (Geoinformatica, Kiev), май 2010

Просмотров: 10 | Добавил: talitart1980 | Рейтинг: 0.0/0
Всего комментариев: 0
Форма входа
Поиск
Календарь
«  Январь 2018  »
ПнВтСрЧтПтСбВс
1234567
891011121314
15161718192021
22232425262728
293031
Архив записей
Друзья сайта
  • Официальный блог
  • Сообщество uCoz
  • FAQ по системе
  • Инструкции для uCoz
  • Copyright MyCorp © 2018
    Создать бесплатный сайт с uCoz