Валерий Карпов

Критерии нефтегазоносности

Recommended Posts

Кому что видится...

А по факту в абсолютном числе случаев именно кооперация (администратора с профессионалом, инженера -геофизика с  техником-вычислителем, геолога с интерпретатором и т.п.) царит на производстве.

 

О том, что "царит на производстве" - не надо. Про тутошнюю идиллию мы все в курсе. Здесь речь о другом. Свои шизоидные идеи геологи должны проверять самостоятельно. Не можешь проверить - не измышляй. Пока не проверил - не болтай. А то уже устроили вокруг задачи поиска нефти средневековую демонологию вкупе со средневековой же схоластикой. Именно геологи должны были вдолбить тем, кого они сейчас облизывают, что и миллион идей не заменит одну скважину. Но это же коммерчески невыгодно, да? Одно слово - кооператоры.

Share this post


Link to post
Share on other sites

О том, что "царит на производстве" - не надо.

А почему, если на производстве  40 с лишним лет?

Про тутошнюю идиллию мы все в курсе.

Или про тамошнюю?

 

Здесь речь о другом. Свои шизоидные идеи геологи должны проверять самостоятельно. Не можешь проверить - не измышляй. Пока не проверил - не болтай.

Верно. Почти. Процесс таков, что без геофизиков, буровиков, механиков и т.п. геолог  не может проверять идеи, а без проверки это так и останется идеей.

А то уже устроили вокруг задачи поиска нефти средневековую демонологию вкупе со средневековой же схоластикой.

Уточните: кто, где, в чем?

Именно геологи должны были вдолбить тем, кого они сейчас облизывают, что и миллион идей не заменит одну скважину.

Что и делается систематически и постоянно.

Но это же коммерчески невыгодно, да?

С чего Вы это взяли?

Одно слово - кооператоры.

И это звучит гордо!=)

Share this post


Link to post
Share on other sites

 

О том, что "царит на производстве" - не надо.

А почему, если на производстве  40 с лишним лет?

Про тутошнюю идиллию мы все в курсе.

Или про тамошнюю?

 

Здесь речь о другом. Свои шизоидные идеи геологи должны проверять самостоятельно. Не можешь проверить - не измышляй. Пока не проверил - не болтай.

Верно. Почти. Процесс таков, что без геофизиков, буровиков, механиков и т.п. геолог  не может проверять идеи, а без проверки это так и останется идеей.

А то уже устроили вокруг задачи поиска нефти средневековую демонологию вкупе со средневековой же схоластикой.

Уточните: кто, где, в чем?

Именно геологи должны были вдолбить тем, кого они сейчас облизывают, что и миллион идей не заменит одну скважину.

Что и делается систематически и постоянно.

Но это же коммерчески невыгодно, да?

С чего Вы это взяли?

Одно слово - кооператоры.

И это звучит гордо!=)

 

 

1. Да просто не надо рассказывать о вкусе устриц тем, кто их ел и продолжает.

2. А для тех, кто еще не ел, уже давно имеется политэкономия капитализма, там все это доходчиво изложено.

3. Сперва надо доказать, что гипотеза в принципе фальсифицируема (если не получилось, - отбросить, как ненаучную). Затем надо доказать, что для проверки гипотезы недостаточно тех скважин, которые уже пробурены (если не получилось, - проверить на уже имеющихся данных). Потом надо доказать, что бурение еще одной или N новых скважин радикально изменит ситуацию (иначе бурить просто бессмысленно). Короче говоря, геологу, для начала, самому надо поработать над своей идеей (если проявит неспособность, - "уволить по статье дураков"). Без этого всякое лицо, позиционирующее себя "генератором идей", с порога классифицируется, как паразит и идет кудрявым лесом.

4. Для этого приглашается доброволец из зала. Не желаете, так сказать, на своем примере?

5. Т.е. - не сделано.

6. С того, что чем больше скважин (информации), тем меньше спрос на "авгуров".

7. Особенно гордо это звучало в конце 80-х, когда многие студенты, вместо учебы, организовывали "кооперативы". Сейчас некоторые из них доросли до высокого звания "Заказчик", отличить такого можно по требованию "объяснить так, чтобы он понял" ;-)

 

Share this post


Link to post
Share on other sites

1. Да просто не надо рассказывать о вкусе устриц тем, кто их ел и продолжает.

2. А для тех, кто еще не ел, уже давно имеется политэкономия капитализма, там все это доходчиво изложено.

3. Сперва надо доказать, что гипотеза в принципе фальсифицируема (если не получилось, - отбросить, как ненаучную). Затем надо доказать, что для проверки гипотезы недостаточно тех скважин, которые уже пробурены (если не получилось, - проверить на уже имеющихся данных). Потом надо доказать, что бурение еще одной или N новых скважин радикально изменит ситуацию (иначе бурить просто бессмысленно). Короче говоря, геологу, для начала, самому надо поработать над своей идеей (если проявит неспособность, - "уволить по статье дураков"). Без этого всякое лицо, позиционирующее себя "генератором идей", с порога классифицируется, как паразит и идет кудрявым лесом.

4. Для этого приглашается доброволец из зала. Не желаете, так сказать, на своем примере?

5. Т.е. - не сделано.

6. С того, что чем больше скважин (информации), тем меньше спрос на "авгуров".

7. Особенно гордо это звучало в конце 80-х, когда многие студенты, вместо учебы, организовывали "кооперативы". Сейчас некоторые из них доросли до высокого звания "Заказчик", отличить такого можно по требованию "объяснить так, чтобы он понял" ;-)

 

1.Как известно, о вкусах спорить-дело неблагодарное: одна и та же устрица вызывает совершенно разные ощущения.

И "производства" - разные, и коллективы - разные, и специалисты - разные при кажущейся их одинаковости...

Приятного аппетита!

2.За них судить не берусь.

3.У любой гипотезы, стремящейся стать теорией, своя судьба своя, не похожая на других. И Ваш сценарий вполне возможен, но не единственный.

4.Можно попробовать.

5. Делается и  сделано неоднократно, хоть не всегда с положительным исходом.

6.А вот тут прямой зависимости нет.

7.Может быть, оттого-грустно.

А сейчас ОАО,ООО,ЗАО,ФБУ и т.д.и т. п.-все это кооперативы.

Посмотрите на свое предприятие: чем он не кооператив? По какому показателю?

Share this post


Link to post
Share on other sites

1.Как известно, о вкусах спорить-дело неблагодарное: одна и та же устрица вызывает совершенно разные ощущения.

И "производства" - разные, и коллективы - разные, и специалисты - разные при кажущейся их одинаковости...

Приятного аппетита!

2.За них судить не берусь.

3.У любой гипотезы, стремящейся стать теорией, своя судьба своя, не похожая на других. И Ваш сценарий вполне возможен, но не единственный.

4.Можно попробовать.

5. Делается и  сделано неоднократно, хоть не всегда с положительным исходом.

6.А вот тут прямой зависимости нет.

7.Может быть, оттого-грустно.

А сейчас ОАО,ООО,ЗАО,ФБУ и т.д.и т. п.-все это кооперативы.

Посмотрите на свое предприятие: чем он не кооператив? По какому показателю?

 

1. а) Одна и та же устрица вызывает совершенно разные ощущения у того, кто ее ест, и у того, кто ее подает ;-)

    б) Капиталистические "производства" - одинаковые, при кажущейся их разности ;-)

3. Разумеется, не единственный, но все другие - паразитические. Можно показать, что, в конечном итоге, получается паразитирование на работодателе.

4. В качестве примера, рассмотрим одно из Ваших утверждений, а именно: "тектоноблендер способствует смешению флюидов и породы за счет нисходящих и восходящих потоков". Существует ли методологическая возможность его опровержения путем постановки того или иного эксперимента?

5. Т.е.- не сделано.

6. В пределах одной задачи - есть. Другое дело, что "авгур" заинтересован в том, чтобы число задач, для правильного решения которых недостаточно данных, не уменьшалось.

8. У меня нет своего предприятия. Я работаю на ООО, и оно отличается от кооператива по показателю "организационно-правовая форма хозяйствующего субъекта".

Share this post


Link to post
Share on other sites

4. В качестве примера, рассмотрим одно из Ваших утверждений, а именно: "тектоноблендер способствует смешению флюидов и породы за счет нисходящих и восходящих потоков". Существует ли методологическая возможность его опровержения путем постановки того или иного эксперимента?

 

Моделирование пойдет?

Но для подтверждения...

Share this post


Link to post
Share on other sites

Моделирование пойдет?

Но для подтверждения...

 

Обращаю Ваше внимание на то, что Вы уже не первый раз пытаетесь подменить тезис. Вопрос был не о подтверждении, о об опровержении.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Обращаю Ваше внимание на то, что Вы уже не первый раз пытаетесь подменить тезис. Вопрос был не о подтверждении, о об опровержении.

Опровержении чего?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Опровержении чего?

 

Процитирую полностью:

4. В качестве примера, рассмотрим одно из Ваших утверждений, а именно: "тектоноблендер способствует смешению флюидов и породы за счет нисходящих и восходящих потоков". Существует ли методологическая возможность его опровержения путем постановки того или иного эксперимента?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Процитирую полностью:

4. В качестве примера, рассмотрим одно из Ваших утверждений, а именно: "тектоноблендер способствует смешению флюидов и породы за счет нисходящих и восходящих потоков". Существует ли методологическая возможность его опровержения путем постановки того или иного эксперимента?

Конечно.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Конечно.

 

Это Ваше бездоказательное утверждение, или как?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Это Ваше бездоказательное утверждение, или как?

Это утверждение, которое при желании можно доказать.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Процитирую полностью:

4. В качестве примера, рассмотрим одно из Ваших утверждений, а именно: "тектоноблендер способствует смешению флюидов и породы за счет нисходящих и восходящих потоков". Существует ли методологическая возможность его опровержения путем постановки того или иного эксперимента?

Хоть и не по нашему тех.заданию, не под нашим контролем, но можно предположить, что бурение скважины в пределах Московской синеклизы и есть такой эксперимент.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Новости // Геологоразведка В Полтавской области Украины на Комышнянском месторождении открыли залежь газа

1 октября 2014 г Укргаздобыча обнаружила газ в разведочной скважине на Комышнянское месторождение на Полтавщине на западе Украины

 

В разведочной скважине № 27 Комышнянское месторождения, которая была пробурена до глубины 6200 м, на глубине 5995-6200 м обнаружен 205-метровый газонасыщенный интервал.

О качестве коллектора  и пористости не сообщается.

 

При бурении были применены современные технологии бурения и испытания глубоких скважин, в тч безаварийная скоростная проводка скважины, раскрытие сложных газоносных коллекторов фильтром, освоения скважины после завершения ее обустройства и подключение к сети промышленных газопроводов в короткие сроки.

Все это позволило обеспечить сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, снижение воздействия на окружающую среду, и как результат - высокую и стабильную производительность скважины. 

 

Во время испытания был получен промышленный приток газа дебитом 200 тыс м3/сутки.

До конца 2014 г планируется добыть около 15 млн м3 газа.

Годовой объем добычи из этой скважины превысит 50 млн м3 газа

В разрезе скважины было выделено 12 перспективных газонасыщенных пластов. 

Дальнейшими геологоразведочными работами (ГРР) предусмотрено бурение еще 5 глубоких разведочных и поисковых скважин на периферийных участках месторождения. 

Объем добычи газа из Комышнянском месторождении в 2014 г составит более 520 млн м3 газа против 330 млн м3 в 2013 г.

Разведанные запасы газа сверхглубоких залежей этого месторождения уже сейчас достигают более 10 млрд м3. 

Стоимость строительства скважины глубиной более 6 км составляет не менее 20 млн грн.

Несколько лет назад Комышнянское месторождение считалось исчерпанным. Там действовала только 1 скважина.

Именно после проведения Укргаздобычей дополнительной ГРР удалось увеличить прогнозируемые запасы месторождения.

 

В 2015 г на месторождениях Укргаздобычи запланировано проведение 21 операций с гидроразрывом пласта (ГРП), из них на 3х скважинах запланировано проведение поинтервального гидроразрыва. В результате , дополнительная добыча газа составит не менее 350-400 тыс м3 / сутки. 

Укргаздобыча имеет возможность производить до 32 ГРП/ год. http://neftegaz.ru/

 

Интересно, какие критерии здесь сработали?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Из http://yandex.ru/clck/jsredir?from=yandex.ru%3Byandsearch%3Bweb%3B%3B&text=&etext=479._0mOEaErU_2WyMSe3wB6fwF40MRAKUc-mYQmlV6gJg_ya5EcdHaAVEL2rAh45p8EgH_LnOGefjwpbvEyFibiBMhJzWp0DPsTfVGNfnuhHihX63cjpZ5Ap58G0Hl1GJE_uqVWMbSjyNNuzFftyf1QIs-jBzY7otDd8FKTnytzmifEfgv82iFnUy8blZG8iW4sM6aWjP0hpXIOFQIFtSogGOmakIH68M5ooMkKYYD0mQSRva0PEBwzV5kA2uLM8bQp1BDSBOIlIU5qUi0AK3bq2a1YpBd55MEUFVYibiib2BqLEQJCcgqZn-tIxqCGv9sNAPx5vRO3gaFXi3EHyxqBTZQoqXUpvNslNoxEhL-x0NodatwVJ4-p8ArhPhNJlrXEHNdjt0v_7RBgaWUfm_cf6Q.e2a25ad1990029dcd5073c7bfb9f6c95e4ee426e&uuid=&state=AiuY0DBWFJ4ePaEse6rgeAjgs2pI3DW9GQoIVjtsoO7iooTyKrIJ6nDKj7aRAxcrGnzyseE0AGzAxvn0K1nzCq4FRXAzWp-eM-0NlbdK_DbwdZwSNYjvaghGzBsA0ZaK153Ih68rJcvQ-LKdAnNM4EjUzrkHKf9-tuIaZaM_XK-MHZkMnpqnwlOcERhd9v1awWB-CbYC66nqbsTGeoaPY6mu8qGP5Jqqt1Jyni8CCRJ5kmkg-WE8ZdKx84jL4CTqR8ugV-slIeMspAKZkBS1j83pTEZh7XwGuKSDUQEHQvkh9x7QQGKgbgdZtvsQIGYJmieqLPK8hshBr86WhUzQrvhITTBJ6TMvrWLsPXt0Z1I&data=UlNrNmk5WktYejR0eWJFYk1LdmtxcTFJdmNBN1JReGZyZ0xrOV8waGhqLWcwSXRJdHRzS2NEUU5GaWFMLVE0Vm01Y1VaQWg1YXdBNUlIQU1BdVotYWRPSXVLREtVN3ZCRVQxeDJnaHc0bU0xMHJhS0ZDa2s5YXJzMnB1UTY0ZnhoR1lHVGFOY20yNzJwdFZJandvXzFwZi1taHM3a21ZRlVNQWlacURvd0xmdTZ6bmhsYkVWWVZUUlgxUzcwMHRDcmtybkpZNXl2UlE&b64e=2&sign=13701012438ecd1ccfea844fec862cff&keyno=0&l10n=ru&cts=1413455937156&mc=3.5765582551713604

РАЗЛОМНАЯ ТЕКТОНИКА И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ МЕЗОЗОЙ-КАЙНОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ В ПРЕДЕЛАХ СУШИ И ШЕЛЬФА ЮЖНОГО ДАГЕСТАНА Н.И. Немцов (ООО «Нефтегазконсалт»), А.Н. Скоробогатько (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»), Р.К. Гумаров, И.Н. Немцов (ФГУП «ВНИГНИ»)

 

На основании изучения материалов современной сейсморазведки в пределах суши и шельфа Дагестана можно сделать следующие выводы:

• подтверждена и уточнена взбросо-надвиговая модель строения месторождений УВ в регионе;

• выполнен прогноз новых перспективных ловушек на суше с извлекаемыми запасами УВ до 1 млн т условного топлива;

• перспективы увеличения углеводородного потенциала шельфа связаны с возможностью открытия средних и крупных по запасам УВ месторождений в новых перспективных ловушках, выявленных в разрезе отложений от юры до плиоцена включительно;

• наиболее крупной и перспективной ловушкой на шельфе является песчаное тело подводного конуса выноса в чокракских отложениях;

• для наращивания ресурсного потенциала региона необходимо значительное увеличение объемов поисково-разведочных работ, и в первую очередь бурения, что невозможно без создания благоприятного инвестиционного климата в Республике;

• необходима переоценка всех запасов и ресурсов УВ Республики как по новой Классификации запасов и ресурсов РФ, так и по Классификации SPE. 

 

Осталось неясным: каким критериям отдается предпочтение?

Share this post


Link to post
Share on other sites

Из http://yandex.ru/clck/jsredir?from=yandex.ru%3Byandsearch%3Bweb%3B%3B&text=&etext=491.9uhyk0Vz1O5jQgFzDQFDm6s1ILKZM63fZeSn-1j25WohrT9FVdYMuCtbb5vak0ntNQUpVtbZHWTJuXCoHgKtj-hYHqwtNdzEwccv_f9aZ4d8T_VA_L6TwojyPEKUmLdNDwMkatSb1qP51YUlA6e-f8fGvg_0U3OWGGmIP4U_numRFmIcjzfMb2CjW8a-W3RW62_0nP5QXUASvyEA5ET3yZS4k1PYThe-HhavQwidCRY.c0e6ece3c8ec324639e70172956fc27cff11d00d&uuid=&state=AiuY0DBWFJ4ePaEse6rgeAjgs2pI3DW9GQoIVjtsoO7iooTyKrIJ6nDKj7aRAxcrN6x8JI_EUO9QWKL-47g-ABlM5dPVOad0MeSfCQbWMTVeax2YSEBlnQF0SaWSW1m9Tndc4vxgyBEBB7RdtTMYneUWQ15NU_LQH1ndIGKlfcTX8oMRJNMF1cG-fD8__TfZInNgZCtNL9S7x1xUkzUL0iXKW7B_vdI5Ec_ePOZrJzF3-h2NqAXiaMO04GwAOEgOH1uBxeQzzgR6JvmdOIgPj4dLwp0jh9QMnXsKgkUvmMMrIyjmCDCcga4AgM7ARnGDxizVH_r6Np8mC9hK8djGTj6G8z_NFRDu75v3rlIkwqlFjedXlORZL5hY7nsXtqTS5uLYlooumaUmlx8-35XGaUth-av7jLyJ&data=UlNrNmk5WktYejR0eWJFYk1LdmtxbjNFcmZwZ045VFBYd25JeC0zOGI5ckJhSnN6RlZZblJvN0M0OTBFZ3RjS29DdkxVWVBwWXBFbXpjano2eWhqM25SVUhURGgtUV83bDYwcXNBQkhtNUNZM25MQXowVl9CdFNrbFQyOFNrLXpDRHFWdTBacVMyanR5MEFqTnJ4VlR3&b64e=2&sign=1ef29ca72d8dff1ba934df2554254c21&keyno=0&l10n=ru&cts=1414496483732&mc=4.70137575590605

 

 

Аммоний. Содержание его также увеличивается от вод непродуктивных струк- тур (20 мг/л) к водам законтурным (40 мг/л) и приконтурным (48 мг/л). По мнению Г.В.Богомолова, А.В.Кудельского и др., аммоний представляет со-бой один из продуктов преобразования нефти и служит прямым показателем наличия её в недрах в настоящее время и в недавнем прошлом /2/. Л.М.Зорькиным с сотрудниками установлено в Волго-Уральском и Припятско-Днепровско-Донецком нефтегазоносных бассейнах увеличение содержания аммония в приконтурных водах нефтяных залежей в 2 - 5 раз по сравнению с фоном /3/.

 

Не встречал, что бы кто-нибудь пользовался этим показателем в ЗАП.СИБИРИ, а вы?

Share this post


Link to post
Share on other sites

В свое время лично проверял эффективность данного показателя в нашем регионе (тысячи анализов проб, отобранных из поисковых и разведочных скважин). Вывод по использованию при локальном прогнозе неоднозначный, более эффективно для зонального прогноза. Связано с тем, что его источником, кроме азотсодержащих соединений нефтей, является и рассеянная органика пород, в составе которой азотсодержащие структуры тоже присутствуют. Поэтому и фон по нему различен не только для отдельных НГК, но и зон бассейна. Это и затушевывает четкую связь "концентрация аммония - расстояние до залежи". 

У нас из гидрохимии (не беру водорастворенные газы и органику) более эффективно использование сульфатов - да и то для карбонатных комплексов, где в условиях полного насыщения ими пластовых вод в зоне влияния залежей (на рассточнии до 500 м от контура) формируется отрицательные аномалии (снижение уровня насыщения до 75-90%). В терригенных комплексах это не работает, т.к. их воды характеризуются значительной недонасыщенностью сульфатами в региональном плане.

 

Валерий Александрович! А что это за сайт  http://hydropetroleum.ru/? Пробовал посмотреть - не пускает (требует пароль), а где регистрация - не ясно.

Share this post


Link to post
Share on other sites

В свое время лично проверял эффективность данного показателя в нашем регионе (тысячи анализов проб, отобранных из поисковых и разведочных скважин). Вывод по использованию при локальном прогнозе неоднозначный, более эффективно для зонального прогноза. Связано с тем, что его источником, кроме азотсодержащих соединений нефтей, является и рассеянная органика пород, в составе которой азотсодержащие структуры тоже присутствуют. Поэтому и фон по нему различен не только для отдельных НГК, но и зон бассейна. Это и затушевывает четкую связь "концентрация аммония - расстояние до залежи". 

У нас из гидрохимии (не беру водорастворенные газы и органику) более эффективно использование сульфатов - да и то для карбонатных комплексов, где в условиях полного насыщения ими пластовых вод в зоне влияния залежей (на рассточнии до 500 м от контура) формируется отрицательные аномалии (снижение уровня насыщения до 75-90%). В терригенных комплексах это не работает, т.к. их воды характеризуются значительной недонасыщенностью сульфатами в региональном плане.

 

Валерий Александрович! А что это за сайт  http://hydropetroleum.ru/? Пробовал посмотреть - не пускает (требует пароль), а где регистрация - не ясно.

С сайтом-такая же история.

А с аммонием: гидрогеологи в Припятском прогибе установили устойчивую связь и вывели формулу зависимости его количества от расстояния до залежи.

Share this post


Link to post
Share on other sites

К вопросу о критериях промышленной нефтеносности (категории запасов С1) на структуре Университетская (месторождении Победа). 

 

"Классификация запасов и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов" (с 1 января 2016 г.),

стр.8

"Для открываемых месторождений в акваториях морей, в том числе на континентальных шельфах морей РФ, в территориальных морских водах, во внутренних морских водах, а также в Каспийском и Азовском морях, к запасам категории С1 относят залежь/часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой в открытом стволе получены качественные результаты гидродинамического каротажа (ГДК), позволяющие оценить характер насыщенности пласта."

 

Действительно ли данные опробователя способны решать эту проблему?

Share this post


Link to post
Share on other sites
Из  №10/14 НХ

Флюидодинамические каналы восходящей

миграции глубинных растворов в плотных карбонатах

башкирского яруса1


Э.А. Королев, к.г.-м.н,

А.А. Ескин,

Е.О. Стаценко,

И.Н. Плотникова, д.г.-м.н.

(Казанский (Приволжский)

федеральный университет)

 

Адрес для связи: Edik.Korolev@ksu.ru


 

Большинство залежей разобщено, гидродинамическая связь между пластами слабая или отсутствует. При этом по

геохимическим показателям нефти, заключенные в породах-коллекторах башкирского яруса, имеют одинаковый

состав, что указывает на общность их происхождения [3, 4].

 

Тогда почему во многих регионах и комплексах существует устойчивая связь:

(Рпл.= А+ВН, где Рпл.-пластовое давление, Н-глубина горизонта)

Share this post


Link to post
Share on other sites

Из 

ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

А.Э. Конторович1 , В.П. Данилова1 , В.Г. Иванов2 1 Институт геологии нефти и газа СО РАН, 2 Томский филиал ФГУП «СНИИГГиМС» E-mail: labhydro@km.ru 

 

Гидрогеохимические критерии нефтегазоносности хорошо зарекомендовали се- бя в Западно-Сибирском нефтегазоносном бассейне. На ранних стадиях изученности (50 - 70 годы прошлого столетия) успешно применялись региональные гидрогеохими- ческие критерии, позволявшие давать оценку перспективности на нефть и газ крупных территорий. На современной стадии изученности на первый план выступают гидро- геохимические критерии локального прогноза нефтегазоносности. Среди данных кри- териев можно выделить четыре группы: аквабитумоиды, водорастворённые углеводо- родные газы, макро- и микрокомпоненты, стабильные изотопы водорода, кислорода, углерода. Первая группа критериев авторами опробирована и используется на всей терри- тории Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна, а три следующих – в его юго- восточной части в пределах Томской области. 1. Аквабитумоиды. Предлагаемый авторами способ базируется на детальном анализе битумоидной составляющей водорастворенного органического вещества, которая по составу иден- тична основной массе соединений, образующих нефтяную залежь. Эта часть названа аквабитумоидом. На основе проведенного детального исследования аквабитумоидов продуктив- ных и непродуктивных горизонтов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна к наиболее информативным показателям при поисках нефти и газа отнесены содержания хлороформенного экстракта, углеводородов, спиртобензольных смол, асфальтеновых компонентов, а также отношение насыщенных углеводородов к ароматическим. Коли- чественные значения их представлены в таблице. Как показала практика, данная группа критериев отличается высокой надёжностью. Положение скважин относительно зале- жи, определённое по вышеперечисленным показателям, полностью подтверждается ре- зультатами бурения. 2. Водорастворённые углеводородные газы. Эти показатели отличаются высокой информативностью, т.к. большая часть уг- леводородных газов поступает из залежей нефти и газа. Воды месторождений углево- дородов отличаются значительным увеличением газонасыщенности и содержания тя- желых углеводородов (средние значения соответственно 6,5 м3 /м3 и 16 об.%) по срав- нению с водами непродуктивных структур (0,9 м3 /м3 и 3,3 об.%). Количественные зна- чения критериев для трех нефтегазоносных комплексов приведены в таблице. 3. Содержание макро- и микрокомпонентов. Из большого числа изучаемых компонентов хорошая связь с нефтегазоносно- стью выявлена у йода, бора, аммония. Это позволяет их использовать для локального прогноза нефтегазоносности. Йод обнаруживает чёткую закономерность, выраженную в увеличении содержа- ния от вод непродуктивных структур к водам законтурным и далее – приконтурным(среднее значение в верхнеюрском горизонте соответственно 3,5; 5,0; 6,5 мг/л). Одним из важнейших источников обогащения вод йодом является органическое вещество, т.к. он накапливается в продуктах жизнедеятельности водных бассейнов. Учитывая господ- ствующую теорию органического происхождения нефти в Западной Сибири, йод может быть отнесён к показателям локального прогноза нефтегазоносности. Бор также обнаруживает чёткое увеличение содержания от вод непродуктивных структур к водам законтурным и приконтурным (среднее в верхнеюрском горизонте соответственно 5,5; 7,5; 9,8 мг/л). Гидрогеохимические критерии локального прогноза нефтегазоносности водоносные (нефтегазоносные) комплексы № п/п Наименование показателей верхнеюрский нижне- среднеюрский доюрский Состав и содержание аквабитумои- дов 1.1. Хлороформенный экстракт, мг/л >20-25 >20-25 >20-25 1.2. Содержание углеводородов, % 40-85 40-85 40-85 1.3. Спиртобензольные смолы, % до 25 до 25 до 25 1.4. Асфальтеновые компоненты, % ≤20 ≤20 ≤20 1. 1.5. Отношение насыщенных угле- водородов к ароматическим 2-3 2-3 2-3 Содержание и состав водораство- ренных газов 2.1. Газонасыщенность, м3 /м3 2. >2,0 >1,5 >10 2.2. Сумма тяжёлых углеводоро- дов, объёмные % >8 >8 >5 Содержание макро- и микрокомпо- нентов 3.1. Йод, мг/л >4,5 >4,5 >7 3.2. Бор, мг/л >8,0 >4,6 >8,0 3. 3.3. Аммоний, мг/л >35 >40 >40 Изотопный состав 4.1. Дейтерий, ‰ >-85 >-95 >-90 4.2. Кислород-18, ‰ >-7,0 >-10,0 >-7,5 4. 4.3. δС13, ‰ <-16 <-16 <-16 Что касается причин повышенного содержания бора в водах месторождений уг- леводородов, то существует точка зрения о каталитическом влиянии углеводородных газов. В их присутствии, по данным Л.К.Гуцало /1/ увеличивается переход бора в воду. Аммоний. Содержание его также увеличивается от вод непродуктивных струк- тур (20 мг/л) к водам законтурным (40 мг/л) и приконтурным (48 мг/л). По мнению Г.В.Богомолова, А.В.Кудельского и др., аммоний представляет со- бой один из продуктов преобразования нефти и служит прямым показателем наличия её в недрах в настоящее время и в недавнем прошлом /2/. Л.М.Зорькиным с сотрудни- ками установлено в Волго-Уральском и Припятско-Днепровско-Донецком нефтегазо- носных бассейнах увеличение содержания аммония в приконтурных водах нефтяных залежей в 2 - 5 раз по сравнению с фоном /3/. 4. Стабильные изотопы. Тяжелые стабильные изотопы водорода (дейтерий) и кислорода (кислород- 18) проявили себя как высокоинформативные показатели в решении различных гидро- геологических задач. Хорошо зарекомендовали себя они и в качестве нефтепоисковых критериев. В.Е.Ветштейном /4/ получен патент на способ поисков нефтяных и газовых месторождений на основе информации о распределении D и О18 в подземных водах. Существуют разные точки зрения о причинах повышенного содержания данных изото- пов вблизи залежей углеводородов. Авторы стоят на позициях присутствия большей доли седиментогенных (морских) вод вследствие более застойного гидродинамическо- го режима, необходимого для сохранности месторождений нефти и газа. Морские (океанические) воды в наибольшей степени обогащены D и О18. Наименьшее содержа- ние данных изотопов выявлено в водах атмосферного происхождения. В связи с этим при разбавлении первых вод последними снижается содержание рассматриваемых изо- топов. Всеми лабораториями результаты анализов на содержание D и О18 представля- ются относительно международного стандарта SMOW (средняя океаническая вода), ко- торый принимается за ноль. Все остальные воды беднее данного стандарта дейтерием и кислородом-18, вследствие чего результаты анализов изображаются со знаком минус. По содержанию дейтерия в водах юрских и доюрских отложений нами ранее /5/ была рассчитана доля сохранившихся седиментогенных вод. В среднем для западных районов Томской области она составляет в верхнеюрских отложениях 22, нижне- среднеюрских – 8, доюрских – 19%. Вблизи залежей углеводородов эта доля увеличи- вается на 30 - 50%. Что касается геологической сохранности данных изотопов, то для дейтерия она очень высокая, т.к. водородсодержащие породы и минералы в земных недрах практиче- ски отсутствуют и изотопный обмен в системе вода – порода исключается. Кислород- содержащие минералы широко распространены в земной коре (карбонаты, окислы, си- ликаты и др.), содержание тяжелого кислорода в них более высокое, чем в водах. В по- стоянном контакте воды с породами происходит изотопный обмен, в процессе которого кислородом-18 обогащается вода. Таким образом, содержание дейтерия в подземных водах дает информацию о сохранившейся доле седиментогенных вод (и, следовательно, о сохранности залежей углеводородов), а кислорода-18 – дополнительно о длительности нахождения воды в контакте с кислородсодержащими породами и минералами. Стабильные изотопы углерода гидрокарбонат-иона воды (соотношение С12 и С13, т.е. δС13) проявили себя высокоинформативными критериями нефтегазоносности. Нефти характеризуются наиболее лёгким соотношением данных изотопов (сред- нее значение δС13 составляет -33‰). В водах непродуктивных структур δС13 изменяется от -4,5 до -5,0‰. Вблизи залежей нефти происходит изотопный обмен, в результате ко- торого снижается доля тяжёлого углерода (т.е. облегчается изотопный состав). В ре- зультате δС13 в приконтурных водах снижается до -20, а в законтурных – до (-16÷- 17‰). Авторами проанализированы попутные (подтоварные) воды верхнеюрского горизонта Вахского нефтяного месторождения. δС13 составляет -20,8‰ (среднее из 14 проб). Описываемые гидрогеохимические критерии локального прогноза нефтегазоносности и их количественные значения представлены в таблице. Данные критерии используются авторами при разработке рекомендаций производственным организациям.

Литература:

1. Гуцало Л.К. Бор в подземных водах как новый поисковый признак залежей нефти и газа на локальных структурах/Тезисы докладов. Раздел III. Киев-Полтава, 1968, с.54-55.

2. Богомолов Г.В., Кудельский А.В., Козлов М.Ф. Аммоний как один из показателей нефтегазоносности/Доклады АН СССР, 1970, т.195, № 4, с. 938-940.

3. Зорькин Л.М., Стадник Е.В., Сошников В.К., Юрин Г.А. Гидрогеохимические показатели оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур. М.: Недра, 1974, 77с.

4. Ветштейн В.Е. Изотопы кислорода и водорода природных вод СССР. Л.:1982, 214 с. 5. Иванов В.Г., Биджаков В.И., Якубовский А.В. Распределение дейтерия и кислорода-18 в подземных водах нефтегазоносных отложений юго-восточной части Западно-Сибирской плиты/Геология и геофизика, № 2, 1983, с. 82-85.

 

Что-то не видел активного использования этих показателей при оценке перспектив нефтегазоносности в З.Сибири...

В Припятском прогибе было.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Из 

ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

А.Э. Конторович1 , В.П. Данилова1 , В.Г. Иванов2 1 Институт геологии нефти и газа СО РАН, 2 Томский филиал ФГУП «СНИИГГиМС» E-mail: labhydro@km.ru 

Что-то не видел активного использования этих показателей при оценке перспектив нефтегазоносности в З.Сибири...

В Припятском прогибе было.

 

Цитата: "Эти показатели отличаются высокой информативностью, т.к. большая часть углеводородных газов поступает из залежей нефти и газа". Конец цитаты.

Как говорится, "спинным мозгом чувствую - бландынка!" :-)))

Share this post


Link to post
Share on other sites

Из 

ГИДРОГЕОХИМИЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ЛОКАЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

А.Э. Конторович1 , В.П. Данилова1 , В.Г. Иванов2 1 Институт геологии нефти и газа СО РАН, 2 Томский филиал ФГУП «СНИИГГиМС» E-mail: labhydro@km.ru 

 

Кстати, о неправильном употреблении слова "прогноз" в геологии. Это было бы смешно, если бы не было так грустно. Вот, прямо сейчас передо мной лежит геологическое задание, в пункте "ожидаемые результаты" которого, в числе прочего, значится: "Прогноз развития зон распространения коллекторов". Парадокс в том, что, если я действительно представлю Заказчику такой прогноз, напр., "на период до 2030 года", то он сам же мне санитаров вызовет.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Цитата: "Эти показатели отличаются высокой информативностью, т.к. большая часть углеводородных газов поступает из залежей нефти и газа". Конец цитаты.

Как говорится, "спинным мозгом чувствую - бландынка!" :-)))

А что в этом странного. Использование ореолов рассеяния залежей при прогнозе нефтегазоносности локальных объектов основан на том, что используемые компоненты поступают из залежей, в связи с чем при удалении от нее их концентрация уменьшается. Определить куда мигрируют те или иные газы очень просто - сравните их парциальную упругость в залежи и окружающих ее водах. Ну и в чем здесь "бландынка!"?

Не понятно, что С.В. не нравится в понятии "прогноз нефтегазоносности" - это общепринятый термин и используется уже десятки лет (лучше бы тогда привязаться к термину "месторождение").

Если уж вдаваться в филисофию (чем С.В. практически занимается) и отождествлять все с вероятностью случайного выпадения того или иного варианта ответа (можно назвать это вероятностью), то это совсем другое, т.к. при прогнозе нефтегазоносности используются не какие-то случайные величины, а показатели генетически связанные с нефтью и газом или отражающие возможность наличия ловушки и формирования в ней залежи.

Не стал шариться по учебникам - взял первую попавшщуюся ссылку в инете по этому поводу.

"Прогноз – это конечное решение системы задач, которое исходит из анализа комплекса данных о геологическом строении и развитии региона и учитывает сведения о признаках нефтегазоносности его недр. Для повышения качества прогноза – его точности, достоверности и детальности необходимо изучение комплекса всех факторов нефтегазоносности, их унификация и строгая систематизация и на этой основе рассмотрение условий регулирующих процессы онтогенеза УВ (генерацию, миграцию, аккумуляцию и консервацию). Прогноз нефтегазоносности в нефтегазовой геологии – «высший пилотаж», так как именно прогнозная оценка нефтегазового потенциала дает отправную цифру для последующей оценки запасов нефти и газа и уточнения ресурсной базы УВ исследуемого объекта".

http://studopedia.org/2-1734.html

Share this post


Link to post
Share on other sites

Хоть и не по нашему тех.заданию, не под нашим контролем, но можно предположить, что бурение скважины в пределах Московской синеклизы и есть такой эксперимент.

 

Бурение скважины не есть эксперимент.

Share this post


Link to post
Share on other sites

Create an account or sign in to comment

You need to be a member in order to leave a comment

Create an account

Sign up for a new account in our community. It's easy!

Register a new account

Sign in

Already have an account? Sign in here.

Sign In Now