Нефтегазоматеринский потенциал

Cтраница 1

Нефтегазоматеринский потенциал создается еще в живом веществе и формируется в диагенетический этап формирования НМ пород. Увосфера, как и биосфера, и подземная гидросфера, не имеет четких ограничений, а располагается в виде углеводо-родньгх растворов в трещинно-поровом пространстве верхней части литосферы, образованной осадочными, метаморфическими и частично магматическими породами. Мощность увосферы зависит как от физико-химических условий сохранения УВ, так и от глубинного интервала существования в литосфере трещин-но-порового пространства. [1]

Другими словами, реализация нефтегазоматеринского потенциала в осадочном бассейне напрямую зависит от условий его прогрева. [2]

Генетический потенциал продуктивности ОВ ( ГПП нефтегазоматеринских пород ( НГМП и схема его реализации. [3]

В плане количественной оценки нефтегазоматеринского потенциала пород представляет значительный интерес работа В. А. Успенского, О. А. Радченко, Н. Ф. Яровой ( 1979 г.), показывающая возможность использования для его определения метода полукоксования. [4]

Палеотемпературные профили по линии Модар-Майдаджой. [5]

Это обстоятельство наряду с данными фациально-литологи-ческих и геохимических исследований юрских и меловых отложений Узбекистана с точки зрения их нефтегазоматеринского потенциала [ Акрамходжаев А. М., I960, 1966, 1971 гг.; Бабаев А. Г., 1959, 1966 гг. ] позволило еще раньше высказать мнение о сингенетичности меловых и юрских залежей по отношению к вмещающим отложениям. Тогда же было сформулировано положение о двух этажах ( верхнеюрском и нижнемеловом) мезозойской продуктивной толщи с точки зрения размещения в ней залежей нефтегазовых УВ. Такая оценка нефтегазоносности мезозойских отложений значительно расширила фронт геологоразведочных и поисковых работ на нефть и газ в нижнемеловых отложениях не только в районах отсутствия соленосно-ангидритовой толщи, но и там, где она развита. [6]

Нефтегазогеологический режим бассейна находит свое выражение в специфике условий формирования нефтегазоматерин-ских отложений, типах и времени образования очагов нефтегазообразования, качественной и количественной характеристике нефтегазоматеринского потенциала бассейна, благоприятного сочетания в разрезе нефтегазопроизводящих и нефтегазовмещаю-щих горизонтов, типах зон возможного нефтегазонакопления и пространственно-временных соотношений последних с очагами нефтегазообразования. Понятие нефтегазогеологического режима включает также условия развития самого бассейна, определяемые типом земной коры, длительностью прогибания и скоростью накопления отложений, контрастностью и взаимоотношением вертикальных и горизонтальных движений сжатия или растяжения, обстановками проявления катагенеза, тепловой историей бассейна. [7]

Дальнейшее погружение материнских отложений в зоне апокатагенеза на глубинах более 6 - 7 км сопровождается продолжением обуглероживания остаточного РОВ пород, в основном потерявшего свой нефтегазоматеринский потенциал. Генерация метана еще продолжается, но интенсивность ее становится низкой. [8]

Термин потенциально нефтегазоматеринская свита ( ПНГМ-свита) отвечает этапу начального существования объекта от седиментогенеза до раннего протокатагенеза включительно, когда генерационные свойства объекта только сложились и готовы к реализации. Однако в геологии известно немало случаев, когда нефтегазоматеринский потенциал объектов так и остался нереализованным вследствие недостаточной зрелости. Примером таких потенциально НГМ-свит, очень богатых ОВ, могут служить диктионемовые сланцы нижнего ордовика и кукерские сланцы среднего ордовика Эстонии. Термин нефтегазопроизводящая свита характеризует этап реализации потенциала ( от конца протокатагенеза до начала апокатагенеза), при этом форма термина свидетельствует о том, что генерация УВ происходит и в настоящее время. Термин нефтегазопроизводившая свита прежде всего предполагает генерацию УВ только в геологическом прошлом. Однако этот термин имеет двоякое значение. Во-первых, он может означать прекращение генерации УВ на каком-то этапе эволюции НГМ-свиты ( вследствие восходящих движений, снижения теплового потока и др.), когда генерационный потенциал еще не исчерпан. Примером таких объектов могут служить доманиковая формация Русской плиты, НГМ-свиты венда Непско-Ботуобинской антек-лизы и куонамская свита нижнего-среднего кембрия Анабарской антеклизы Сибирской платформы. [9]

В дальнейшем по мере роста рифта и преобразования его из внутриконтинентального в морской межконтинентальный рифт ( типа Красного моря) в нем накапливаются нормальные морские обломочные и карбонатные отложения. В связи с быстрым захоронением и погружением на большие глубины они уже на рифтовой стадии способны реализовать свой нефтегазоматеринский потенциал. Этому в значительной степени способствует аномально высокий тепловой поток в рифтах и как результат этого высокая прогретость земных недр. Поэтому образование углеводородов происходит уже в молодых, неглубоко залегающих осадках. Причем даже озерные отложения, содержащие сравнительно небольшое количество органики, могут оказаться нефтегазопроизводящими. Об этом свидетельствуют многочисленные нефте-и газопроявления в пределах современной внутрикон-тинентальной Восточно-Африканской системы рифтов. Отдельные рифты, заполненные водой, образуют систему озер, по берегам которых, например озера Альберт, известны выходы газа, высачивание легкой нефти, закированные песчаники. [10]

Вертикальная зональность развития процессов эмиграции битумоидов и УВ из ОВ и нефтегазопронзво-дящих пород ( на примере палеогеновых отложений Узбекистана. [11]

На следующем этапе ( глубины 2 5 - 4 км), несмотря на интенсивное новообразование УВ за счет высокомолекулярной части ОВ, содержание битумоидов в породе практически не меняется ( см. рис. 22), что обусловлено интенсивной эмиграцией их из производящих пород в пласты-коллекторы. С глубины 4 км фиксируется уменьшение содержания битумоидов, что связано, с одной стороны, с продолжающейся эмиграцией их из пород и, с другой - с затуханием процесса или исчерпыванием нефтегазоматеринского потенциала ОВ. [12]

В последнее время для определения так называемого генетического потенциала породы широко используется пиролитичес-кий метод в варианте Rock-Eval. Пиролитические пики S и S2 ( первый примерно соответствует содержанию битумоида в породе, второй - суммарному количеству жидких и газообразных УВ, еще способных генерироваться содержащимся в породе ОВ) в сумме характеризуют остаточный нефтегазоматеринский потенциал породы, сохранившийся к данной градации катагенеза, на которой находится ОВ данной породы. [13]

Сама генерация УВ флюидов по сути является разновидностью дефлюидизации органического вещества, находящегося в породах главным образом в рассеянном состоянии. Осадочный бассейн при погружении испытывает влияние восходящего теплового потока, активизирующего процессы нефтегазообразования во всем бассейне. Чем интенсивнее прогибание, тем в более высокотемпературные условия попадают породы и тем выше уровень реализации нефтегазоматеринского потенциала до определенных критических глубин и температур, т.е. реализация этого потенциала зависит от условий прогрева. [14]

Несмотря на недостаточную изученность Северного Каспия, открытые за последние годы крупные нефтяные и газоконден-сатные месторождения в палеозойских рифогенных образованиях по его северо-западному и юго-восточному береговым обрамлениям ( Астраханское, Тенгизское, Королевское, Тажигали) свидетельствуют о высоких перспективах подсолевых образований и на акватории. Результаты бурения на поднятиях Кашаган в Северном Каспии подтверждают это положение. Геохимические исследования нефтематеринских свойств осадочных образований подсолевого комплекса на прилегающих участках суши также свидетельствуют об их высоком нефтегазоматеринском потенциале, что обусловлено особенностями геологической истории этого региона. [15]

Страницы: 1 2