Наголошено, що у багатьох нафтогазоносних басейнах світу, зокрема, Голф Кост, Бургос, Сан-Джордж, Нігерійський, виявлені дугоподібні безкореневі гравітаційні скиди зсувного характеру. Вони утворюються в піщано-глинистих товщах з високими швидкостями седиментації на ділянках з суттєвими градієнтами товщин відкладів і нахилами пластів. Унаслідок підвертання пластів під час сповзання блоків криволінійними поверхнями скидів формуються структурні носи або вузькі асиметричні антикліналі. Увігнутим боком гравітаційні скиди орієнтовані у напрямку збільшення товщин відкладів та простягаються вздовж зон диференційованих рухів тектонічного субстрату. За результатами геолого-геофізичних досліджень такі дислокації прогнозуються у відкладах сармату в зоні Городоцького регіонального розлому. Зроблено припущення, що газові поклади Городоцького родовища пов'язані з тектонічно екранованими пастками гравітаційних дислокацій. Пастки вуглеводнів такого ж типу прогнозуються і вздовж інших регіональних розломів: Судововишнянського та Краковецького. Вони можуть поширюватися також на територію Польщі.

Отмечено, что во многих нефтегазоносных бассейнах мира, в частности, Голф Кост, Бургос, Сан-Джордж, Нигерийский, установлены дугообразные бескореневые гравитационные сбросы сдвигового характера. Они формируются в песчано-глинистых толщах с высокими скокростями седиментации на участках с существенными градиентами толщ отложений и наклонами пластов. Вследствие подвертывания пластов во время сползания блоков по криволинейным поверхностям сбросов формируются структурные носы или узкие асимметричные антиклинали. Вогнутой стороной гравитационные сборы ориентированы в направлении возрастания толщ отложений и протягиваются вдоль зон дифференцированных движений тектонического субстрата. На основании результатов геолого-геофизических исследований такие дислокации прогнозируются в отложениях сармата в зоне Городоцкого регионального разлома. Сделано предположение, что газовые отложения Городоцкого месторождения связаны с тектонически экранированными ловушками граитационных дислокаций. Ловушки углеводородов такого же типа прогнозируются вдоль других региональных разломов: Судововишнянского и Краковецкого. Они могут распространяться на территорию Польши.

In many oil and gas bearing basins all over the world such as Gulf Coast, Burgos, Niger, San-Jorge and others, arched rootless gravitational sliding faults were formed. They're formed in sandy-clay layers with very fast sedimentation process over the areas with significant gradients of deposit thickness and beds slopes. As a result of beds tucking in while the blocks slide over the curvilinear surface of faults, structural noses or narrow asymmetrical anticlines are formed. With their concaved side gravitational faults are directed at deposits thickness increase and stretch as systems along areas of differential movements of tectonic substratum. According to results of geological-geophysical investigations such dislocations are prognosed in Sarmatian deposits in the area of Horodok regional fracture. Probably, those gas pools of Horodok field are connected with tectonically screened traps of gravitational dislocations. Hydrocarbon traps of the same type are prognosed also along other regional fractures: Sudova-Vyshnia, Krakovets. They can extend to Poland.

Зазначено, що пласти-колектори нафтогазових родовищ ускладнені літофаціальними неоднорідностями, які значно впливають на рух флюїдів. Урахування таких особливостей геологічної будови продуктивних пластів-колекторів дає можливість підвищити інформативність фільтраційних моделей родовищ. Запропоновано оцінити літофаціальні неоднорідності за допомогою аналізу морфології каротажних кривих гамма-методу. На підставі запропонованої класифікації кривих гамма-каротажу складено схеми дисперсності продуктивних горизонтів, які є базою для побудови детальної фільтраційної моделі родовища.

Розроблено математичні моделі порових систем та кількісних методів аналізу інформації в контексті проблеми прогнозу неантиклинальних пасток вуглеводнів. Запропоновано математичну модель порового середовища гранулярного колектора та методику оцінки його параметрів за гранулометричним складом для прогнозу фільтраційно-ємнісних властивостей та палеофаціальних умов утворення пасток. Розроблено комп'ютерні методики палеоструктурного аналізу з урахуванням ущільнення порід, а також оцінки неотектонічної активності порушень. Наведено математичну модель масопереносу з перерозподілом пористості в процесі водної фільтрації в межах тектонічних блоків та виконано кількісну оцінку її впливу на утворення та просторовий розподіл вториннопорових резервуарів.

Рассмотрены закономерности развития пассивных континентальных структур и отложение в их коллекторах залежей углеводородов. Исследовано формирование продуктивных структур, которое анализировалось в тектонических стадиях пульсационной концепции становления земной коры, включая ее рифтогенные и контракционные тектонические ярусы. Описаны на территории Украины нефтегазоносные структуры герцинского (Днепрово-Донская впадина) и альпийского (Предкарпатье и Причерноморье) тектонических циклов. Обобщен материал по структурному контролю и формированию углеводородных месторождений с позиции ритмичного расширения и сокращения Земли и связанных с ними проявлений подкорковых водно-нефтегазовых флюидных потоков.

Рассмотрены примеры применения миграции дуплексных волн (МДВ) на двух месторождениях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции (НГП). Показано, что выполненный на основании МДВ прогноз зон трещиноватости, с которыми связаны улучшенные коллекторские свойства резервуара или каналы подвода активных метеорных вод, значительно уточняет геологическую модель месторождений. Комплекс МДВ с сейсмической инверсией повышает достоверность прогноза перспективных зон карбонатных резервуаров.

Розглянуті приклади застосування міграції дуплексних хвиль (МДХ) на двох родовищах Тимано-Печорської НГП. Показано, що виконаний на основі МДХ прогноз зон тріщинуватості, з якими пов'язані покращені колекторські властивості резервуарів та канали підводу активних метеорних вод, значно уточнює геологічну модель родовища. Комплекс МДХ зі сейсмічною інверсією підвищує достовірність прогнозу перспективних зон карбонатних резервуарів.

The examples of the DWM use are considered for the oil deposits in the Timano-Pechorskaya oil province. It is shown that the DWM-based forecast of fracturing causing improved reservoir properties and channels for penetration of active meteor waters, precise reliably the geological model of deposit. Complex use of the DWM and seismic inversion enhances credibility of the prospective carbonate reservoir forecast.

The algorithm for the paleogeographic and sedimentological analysis of the oil- and gas-bearing objects in the Dnieper-Donets depression on the base of complex interpretation of geological, geophysical and well-logging data is given. The use of modern computer technologies in solving these problems allows creating the most optimal and trustworthy model for the geologic medium.

Зазначено, що власні енергетичні ресурси осадових басейнів недостатні для їх трансформації у нафтогазоносні басейни. Властиві їм яскраво визначені риси дисипативних систем визначаються взаємодією глибинних високоентальпійних флюїдних потоків з формаціями, структурами та флюїдопородними системами осадового чохла та фундаменту. Вивчення цих глибинних флюїдів і "механізмів" їх взаємодії з літосферними субстратами повинно стати головним напрямом досліджень нафтогазової геології XXI ст. Новітні дані геодинаміки, геофізики, геохімії, петрології свідчать про те, що глибинні верхньомантійні (астеносферні, коромантійні) флюїди та пов'язані з ними гідротермальні рудо- і вуглеводневоутворюючі системи виникають не самі по собі, а є похідними надглибинних (ядерно-нижньомантійних) флюїдів. Це істотно змінює уявлення як про ресурси глибинного вуглецю та водню, так і про їх роль у петро-, рудо- та нафтидогенезі. Під час вивчення загальних закономірностей нафтогазоутворення та, зокрема, для оцінки можливої ролі глибинного водню ключове значення мають сучасні гідротермальні нафтопрояви. В цьому разі слід ураховувати, що якщо у гідротермальні вуглеводневогенеруючі системи океану та глибоководних морів (озер) залучаються басейнові води, то наземні системи працюють практично повністю на глибинних високонапірних флюїдах. Серед таких систем особливий інтерес становить кальдера вулкана Узон (Східний пояс Камчатсько-Курильської вулканічної дуги). Крім указаних гідрогеологічних особливостей, це пояснюється також високою "нафтопродуктивністю", цікавими фазово-геохімічними проявами (присутність двох істотно різних генера

цій - важкої зеленої нафти та безкольорового вуглеводневого конденсату), а головне - парагенетичним зв'язком з численними нафтопроявами та непромисловими припливами нафти з різновікових кайнозойських осадових відкладів на Богачівській та інших площах Східно-Камчатського перспективно нафтогазоносного басейну. Ізотопно-геохімічні показники свідчать як про глибинні, так і про стратисферні джерела вуглеводнів у разі важливої нафтидогенеруючої ролі глибинного та надглибинного водню в різних (водяний пар, вільний молекулярний та атомарний водень) формах.

Зазначено, що останнім часом посилився інтерес дослідників до субвертикальних геологічних тіл у нафтогазоносних басейнах. Їх наявність - це індикатор визначених у свій час геодинамічно обумовлених крізьформаційних флюїдопровідних систем, у формуванні яких беруть участь як ендогенні (рифтогенез, субдукція, різноманітне гіпогенне розущільнення та тріщиноутворення, діапіризм тощо), так і екзогенні (ерозійні врізи, акумулятивні піщані та рифогенно-карбонатні тіла, тріщинуватість бокового опору, карст тощо) фактори. Крізьформаційні флюїдопровідні системи є сукупністю флюїдопровідних шляхів у трубах дегазації (у розумінні П. Н. Кропоткіна). Вони мають особливе значення у формуванні нафтових і газових покладів, їх всебічне вивчення є одним з найактуальніших напрямів сучасної нафтогазової геології.

Зазначено, що останнє 20-річчя характеризується кардинальними змінами методології наук про Землю, що, зокрема, виражається у появі таких напрямів досліджень, як нелінійна геофізика, нелінійна металогенія, нелінійні геодинаміка та геотектоніка. Це обумовлено передусім проникненням ідей і методів синергетики - науки про процеси самоорганізації природних (термо)динамічно нерівноважних відкритих систем. Глибокий нерозривний взаємозв'язок нелінійності з незворотністю та нерівноважністю геологічних (s.l.) процесів чітко проявляється в нафтогазовій геології, основні об'єкти дослідження якої (нафтидогенеруючі вогнища - джерела вуглеводнів, пастки - поклади, зони й ареали нафтогазонакопичення, нафтогазоносні басейни) мають усі атрибути дисипативних систем. Істотно інше освітлення одержують не тільки закономірності нафтидогенезу (необхідність заміни типово "лінійної" осадовоміграційної теорії геосинергетичною концепцією природних вуглеводневогенеруючих систем) і нафтогазонакопичення, але й шляхи рішення суто прикладних проблем - від пошуків і розвідки до розробки покладів (родовищ) та освоєння нетрадиційних та альтернативних джерел вуглеводнів.

Індекс рубрикатора НБУВ: Д453.1-0

Рубрики:

Нафта

Шифр НБУВ: Ж22224 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Індекс рубрикатора НБУВ: Д453.1-0

Рубрики:

Нафта

Шифр НБУВ: Ж22224 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Серед теоретичних і прикладних аспектів проблеми природного газогідратоутворення слід відзначити з'ясування ролі газогідратних систем у визначенні загальних закономірностей нафтидогенезу - нафтогазонакопичення та трансформації осадових басейнів у нафтогазоносні. Відмічено значення процесів газогідратоутворення як природної моделі формування вуглеводневих покладів. Розглянуто роль природних газогідратів у формуванні вуглеводневогенеруючих систем. На підставі літологічних і ізотопно-геохімічних досліджень встановлено ознаки руйнування давніх газогідратних скупчень в депресійних морських відкладах. Припущено їх роль у формуванні нетрадиційних резервуарів у чорних сланцях (гідрокарбопелітах), підводних зсувах, передрифових шлейфах, конусах виносу дезінтеграційних потоків, писальній крейді тощо. Показано різноманітну роль осередків інтенсивного метаноутворення, що пов'язані з різними типами газогідратних покладів. Відзначено парагенетичні зв'язки утворення (руйнування) газогідратів і формування мікробіогенних карбонатних побудов, що залягають серед депресійних фацій. Визначено низку основних аспектів складної, практично не розробленої проблеми з'ясування ролі газогідратоутворення у формуванні нафтогазоносних басейнів. Кожний з них потребує окремого вивчення.

Зазначено, що в Азії, Америці, Африці та Європі є природні нафти, які не містять ванадієвого та нікельового порфіринів, що свідчить про небіотичне походження нафти.

Выполнен сравнительный анализ состояния ресурсной базы углеводородов нефтегазоносных бассейнов Восточно-Европейской платформы (Тимано-Печорского, Волго-Уральского, Днепровско-Припятского). Сделаны выводы о перспективах наращивания нефтегазодобычи.

На основі аналізу геохімічної та термобаричної обстановки розрізу порід пізнього катагенезу та метагенезу розроблено концепцію формування та поширення нижньої зони газонагромадження. Ця зона може поширюватися регіонально в ущільнених відкладах нижньої частини осадового чохла, газ перекривається й утримується від спливання водонасиченим розрізом порід. Зона містить нетрадиційні скупчення вуглеводневого газу та суттєво впливає на формування покладів вуглеводнів у верхній частині осадових утворень.

Розглянуто стан вчення про катагенез і формування порід-колекторів у контексті флюїдодинамічної концепції нафтогазоутворення. Продемонстровано, що традиційний підхід до вивчення вторинних процесів як з позицій стадіального (регіонального), так і елізійного катагенезу не дає можливості для аргументованого літофізичного прогнозу. Це пов'язано, передусім, з тим, що не враховується фаціально-генетичний тип покладів, а також циклічна компонента розвитку геологічної системи (флуктуації тиску, флюїдодинамічної енергії), яка визначається характером тектонічного режиму осадово-породного бaсейну. На прикладі окремих фаціальних зон алювіально-дельтового породно-шарового комплексу показано принципові особливості вторинних процесів і специфіку формування порід-колекторів на етапах інфільтраційного й ексфільтраційного катагенезу.

Фундаментальними і принциповими основами, що визначають стан і розвиток нафтогазової геології як науки, завжди є теоретичні геологічні концепції. Теоретичні уявлення про природу нафти, умови її утворення, міграцію і час формування родовищ визначають напрями пошуково-розвідувальних робіт на нафту і газ. У цьому контексті неорганічна гіпотеза походження нафти розширює перспективи нафтогазоносності глибокозанурених горизонтів. Згідно з теоретичними підгрунтями концепції абіогенної природи нафтових вуглеводнів, нафта розривними порушеннями з великих глибин надходить у верхні зони земної кори. На шляху міграції може заповнювати всі пустоти і тріщини як в осадовому покриві, так і в кристалічних та метаморфічних породах. Промислові поклади нафти і газу можуть формуватися і в осадових, і в метаморфічних та магматичних комплексах. Важливим аргументом неорганічної теорії є існування нафтових покладів у кристалічних породах фундаменту нафтогазоносних провінцій світу.

Розглянуто ексфільтраційний етап катагенезу в контексті флюїдодинамічної моделі нафтогазоутворення. Охарактеризовано основні процеси на пасивному та активному підетапах. Обгрунтовано фаціально-генетичну неоднорідність структурно-речовинної трансформації порід, що спричиняє просторово-вікову нерівномірність розвитку оптимальних колекторів. Зазначено, що стилоліти є слідами давніх флюїдопровідників у зонах розущільнення. Нафтогазоутворення є закономірним результатом послідовного прояву пасивного та активного підетапів ексфільтраційного катагенезу.

Опрацьовуючи основні положення теорії походження нафти, академік Г. Н. Доленко серед інших виділяв гідрогеологічні умови генези вуглеводнів і формування їх покладів. Його погляди на роль гідрогеологічних факторів у нафтогазонагромадженні еволюціонували від дещо скептичного ставлення до них до визнання за ними одного з головних чинників цього процесу. Заперечуючи роль седиментогенних вод як чинника міграції нафти та нагромадження вуглеводнів, згідно з т. зв. принципом Гассоу - Максимова, він водночас відстоював думку про наявність особливих глибинних "нафтових" вод, які одночасно з вуглеводнями потрапили в пастки, зайняли своє місце в крайових і підошовних частинах останніх і мають генетичний зв'язок з вуглеводнями. Це передбачення Г. Н. Доленка про наявність у надрах "нафтових" вод підтвердилося пізніше відкриттям у нафтових, газових і газоконденсатних покладах конденсаційних і солюційних вод. Механізм формування цих вод пов'язаний з дистиляцією води у вуглеводневу газову фазу, вертикальною міграцією газопарової суміші, у якій роль газу-носія відігравали вуглеводні, і сегрегацією водовуглеводневої системи в пастці. Саме ці води, які є прісними або слабко мінералізованими, але за ізотопним складом гідрогену і оксигену істотно відрізняються від метеогенних вод, заслуговують на визначення "нафтові води".

Розглянуто основні закономірності термодинамічної рівноваги вуглеводневої системи, що містить компоненти природного газу, за умов земної кори та верхньої мантії. Складено систему рівнянь матеріального балансу елементного складу природного газу. На підставі створеного напівемпіричного рівняння стану визначено константи рівноваги та рівноважні концентрації індивідуальних компонентів цієї системи. Встановлено інтервал глибин синтезу природного газу Лаврентіївського родовища Південнодонецької нафтогазоносної області. Методику можна використовувати для розрахунку рівноважного хімічного складу вуглеводневих систем та визначення термобаричних параметрів і глибини синтезу за вмістом компонентів.