Реферат: 7. Нефть и газ > Вопросы генезиса

7. Нефть и газ 7.4. Вопросы генезиса
-7577

   A comparative Raman spectroscopic study of natural gas hydrates collected at different geological sites / B. Chazallon, C. Focsa, Charlou J.-L. и др.
// Chemical Geology. - 2007. - Vol.244,N 1/2. - P.175-185:ill.,tab. - Bibliogr.: p.184-185.


Сравнительное Raman спектроскопическое исследование природных газогидратов, собранных в различных геологических условиях.


Природные газогидраты, обнаруженные на Западно-Африканском материковом склоне на юге Атлантического океана (проекты ZaiAngo и Neris II) и в Норвежском море (грязевый вулкан (Hakon Mosby Mud Volcano)) были исследованы спектроскопическим методом микро-Raman при условиях внешнего давления и низкой температуры. Газовые гидраты, отобранные в различных геологических условиях, содержат высокие концентрации метана, сопровождаемые другими второстепенными компонентами, тонко рассеянными в образцах. Они кристаллизуются в кубической структурной решетке I типа, подтвержденной предварительными результатами синхротронной дифракции, полученной по образцу ZaiAngo. Однако детальные анализы выбранных микроскопических площадок выявили изменчивость в распределении газа среди различных образцов. Следовые количества СО2 и Н2S идентифицируются по их характерной частотной записи в спектральном диапазоне 1000-3800см-1. Они могут изоморфно замещать метан. Их присутствие производит композиционный эффект по сравнению с ячейкой, занятой CH4, что определяется по коэффициенту интенсивности интегральной полосы частотного диапазона соответствующего молекулярной продольной волне метана в гидрате. Сравнение результатов Raman-анализа синтетических гидратов H2S, CH4 и CH4-дейтерогидратов позволяет точно различить по распределению диапазонов частот слабовыраженной молекулярной вибрации захваченный метан и изоморфно замещающий его H2S.

-7677

   Active methane venting observed at giant pockmarks along the U.S. mid-Atlantic shelf break / K. R. Newman, Cormier M.-H., J. K. Weissel и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.267,N 1/2. - P.341-352: ill., tab. - Bibliogr.: p. 351-352.


Активный выброс в атмосферу метана, наблюдаемый на гигантских оспинах вдоль перегиба шельфа Соединённых Штатов - средняя Атлантика.


-7577

   Active venting at the Isis mud volcano, offshore Egypt: origin and migration of hydrocarbons / V. Mastalerz, Lange G.J. de, A. Dahlmann, T. Feseker
// Chemical Geology. - 2007. - Vol.246, N 1/2. - P.87-106: ill., tab. - Bibliogr.: p.104-106.


Активный выброс газов в атмосферу из грязевого вулкана Изис, прибрежная зона Египта: генерация и миграция углеводородов.


Грязевый вулкан Изис является активным грязеизвергающим сооружением, похожим на пористый сыр камамбер в Восточно-Нильской авандельте. Он был исследован во время круизов NAUTINIL (2003) MIMES (2004) выполненных в составе проекта MEDIFLUX. Активная обогащенная газом флюидная эманация из грязевого вулкана Изис установлена по повышению содержания газа в осадке, с измеренным содержанием метана 7.5 mmol на литр мокрого осадка в центре грязевого вулкана. Кроме того, выбросы пузырьков газа формировали в водной колонке множество углеводородных плюмов, с концентрациями метана до 1550 nmol/l, по сравнению с ~ 1 nmol/l для фоновых уровней глубоких вод. Принимая во внимание состав стабильных изотопов углерода и водорода метана и высокомолекулярных углеводородов их генезис является преимущественно термогенетическим. Изотопные данные также показывают, что влажные смеси генерируются совместно с нефтью и мы предполагаем их происхождение, преимущественно из керогена II типа материнских пород различных уровней зрелости. Характерные изменения, наблюдаемые в изотопном составе поровых вод, состав растворенных молекул и глубокий уровень их изменений в центре грязевого вулкана между последующими круизами свидетельствуют о высокой частоте флюидно - газовых выбросов. Состав порового флюида, соответствующий морской воде в верхней части седиментационной колонки, подтверждает, что за каждым выбросом следует направленная вниз миграция вышележащих морских вод. Такая направленная вниз адвекция донных морских вод может быть не только связанной с замещением выбрасываемого газа, но также с замещением низкоплотностного порового флюида придонной морской водой. Этот механизм - общий для грязевых вулканов и мест выходов газа. В периферической зоне поровый флюид имеет концентрацию и изотопный состав морской воды на глубину колонкового бурения до 430 cmbsf. Мы предполагаем, что эта более глубокая, направленная вниз адвекция морских донных вод связана с менее часто происходящими в этих местах по сравнению с центральными частями газово-жидкими выбросами.

-1376

Aguilera R.
   Sandstone vs. carbonate petroleum reservoirs: a global perspective on porosity-depth and porosity-permeability relationships: discussion / R. Aguilera
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N5.-P.807-810.

Песчаниковые против карбонатных нефтяных коллекторов: глобальная перспектива на взаимоотношение пористость-глубина и пористость-проницаемость: дискуссия.

-8036

Alonso E.E.
   Mechanisms of gas transport in clay barriers / E. E. Alonso, S. Olivella, D. Arnedo
// Journal of Iberian Geology. - 2006. - Vol.32,N2.-P.175-196:ill.

Механизмы транспортировки газа в глиняных барьерах.

-8839

Antia D.D.J.
   Oil polymerisation and fluid expulsion from low temperature, low maturity, overpressured sediments / Antia D.D.J.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 3. - P.263-281: ill. - Bibliogr.: p.279-281.


Нефтяная полимеризация и вытеснение жидкости из низкотемпературных, низкозрелостных и находящихся под сверхдавлением отложений.


-1376

   Automated thermotectonostratigraphic basin reconstruction: Viking Graben case study / L. H. Rupke, S. M. Schmalholz, D. W. Schmid, Y. Y. Podladchikov
// AAPG Bulletin / Amer. Assoc. of Petroleum Geologists. - 2008. - Vol.92,N 3. - P.309-326: ill.,tab. - Bibliogr.: p.325-326.


Автоматизированная термотектоностратиграфическая реконструкция бассейна: изучение грабена Viking (Северное море).


-9136

   Biogenic gas systems in eastern Qaidam Basin / Y. Dang, W. Zhao, A. Su и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 4/5. - P.344-356: ill.,tab. - Bibliogr.: p.354-356.


Биогенные газовые системы в восточной части бассейна Цайдам.


-8839

   Biomarker geochemistry of crude oils from the Qaidam Basin, NW China / Y. Duan, C. Zheng, Z. Wang и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.29, N 2. - P.175-188: ill.,tab. - Bibliogr.: p.187-188.

Биомаркёрная геохимия сырой нефти из бассейна Цайдам, северо-запад Китая.

-6893

   Blind thrusts and fault-related folds in the Upper Cretaceous Alberta Group, deep basin, west-central Alberta: implications for fractured reservoirs / B. S. Hart, B. L. Varban, K. J. Marfurt, A. G. Plint
// Bulletin of Canadian Petroleum Geology. - 2007. - Vol.55, N 2. - P.125-137: ill. - Bibliogr.: p.136-137.


Надвиги и приразломные складки в верхнемеловых отложениях группы глубоководного бассейна Альберта (запад-центр провинции Альберта): применительно к нарушенным резервуарам.


Картирование верхнемеловых комплексов в Глубоком бассейне, основанное на 3-D сейсмике и разрезах буровых скважин, выявило присутствие складок, связанных с разломами в формации Сardium и перекрывающих отложениях. Складки сформированы над остроугольными надвиговыми разломами в глинистых сланцах нижней части формации Kaskapau. Сейсмическими данными выявлена складка с амплитудой, приблизительно, от 5 до 8 км на уровне Cardium, с осью складки, ориентированной в направлении СЗ-ЮВ. Стратиграфическим анализом разрезов буровых скважин идентифицирован внутриформационный разлом, тогда как сейсмические данные 3-D отражают разветвления разломов и связанные с ними складки. По разломам давление передается в латеральном направлении. Обработка исходной 3-D информации значительно улучшили наши возможности по представлению и картированию структур. Нефтяные залежи формации Cardium на исследуемой территории, размещены по периферии складки. Тренды нефтегенерационного потенциала отражают, в первую очередь, тренды осадкообразования, предшествовавшие структурной деформации. Тем не менее, структуры, которые мы приводим в пример, раздроблены и поэтому являются хорошими аналогами потенциальных объектов бурения в аналогично деформированных резервуарах сжатого газа.

-8839

Bordenave M.L.
   The origin of the Permo-Triassic gas accumulations in the Iranian Zagros Foldbelt and contiguous offshore areas: a review of the Palaeozoic petroleum system / M. L. Bordenave
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 1. - P.3-42: ill., tab. - Bibliogr.: p.40-42.


Происхождение пермо-триасовых газовых скоплений в Иранском Загросcком складчатом поясе и смежных оффшорных территориях: обзор палеозойских нефтяных систем.


Более чем 1500 триллионов кубических футов запасов газа было открыто в пермотриасовых карбонатах, запечатанных мощными триасовыми ангидритами в складчатом поясе Загрос (юго-западный Иран), южная часть Персидского залива (Иран, Катар и Абу - Даби) и Саудовская Аравия. В этой статье обсуждается происхождение этого газа с точки зрения распределения и изменения термальной зрелости во времени (определенном путем моделирования) материнских пород, региональных изменений в термальной зрелости (определенных по суммарным толщинам) и дальности миграции и аккумуляции УВ Загросского орогена. В деталях реконструирована последовательность событий, приведших к современному распределению скоплений газа. Единственная важная материнская порода установлена в интервале от позднего протерозоя до позднего триаса - богатые органикой радиоактивные сланцы, датированные как лландоверские (ранний силур). Генерация нефти начались в средней юре на площадях обширного погружения, в то время как главная фаза генерации достигнута локально в начале среднего мела. Огромные объемы нефти, затем газа, аккумулировались в нескольких главных региональных сводах и соляных структурах, относящихся к Загросскому орогену. Часть газа была потеряна в процессе складкообразования, поскольку некоторые антиклинали были разрушены. Другие порции газа вместе с легкой нефтью переместились в неразрушенные антиклинальные ловушки. Среди критических параметров, необходимых для оценки огромных пермотриасовых ресурсов, имеющихся в Лурестане, Фарсе и в Иранском оффшоре, в этой статье обсуждаются три: 1)объемы ресурсов газа локализованных в залежах в сравнении с Предзагросскими региональными сводами, 2)характеристика возможных резервуарных интервалов в формации Dalan/Kangan и 3)масштаб эвапоритового запечатывания Dashtak. Распределение поверхностных просачиваний (сипов) нефти, битумов и газа вместе с косвенными индикаторами углеводородов предоставляет дополнительный инструмент исследований.

-8348

   Carbon isotope evidence for widespread methane seeps in the ca. 635 Ma Doushantuo cap carbonate in south China / J. Wang, G. Jiang, S. Xiao и др.
// Geology. - 2008. - Vol.36,N 5. - P.347-350: ill. - Bibliogr.: p.350.


Свидетельство по изотопам углерода для широкораспространённых мест просачивания метана в карбонате Doushantuo сa.635 Ma на юге Китая.


-9136

Cathro D.L.
   Cretaceous-Tertiary inversion history of the Dampier Sub-basin, northwest Australia: insights from quantitative basin modelling / D. L. Cathro, G. D. Karner
// Marine of Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 4.-P.503-526:ill.,tab. - Bibliogr.:p.525-526.


Меловая-третичная история инверсии суббассейна Дампьер, северо-западная Австралия: понимание из количественного моделирования бассейна.


Сейсмический последовательный анализ был объединен с кинематической и изгибной моделью деформации литосферы, чтобы определить историю, распределение и величину инверсии в пределах суббассейна Дампьер в северо-западной Австралии в течение Мела и Третичного периода. Инверсия имела тенденцию сосредоточиваться по существовавшей системе нарушений по границам бассейна и/или внутри бассейна поперек антиклинальных структур l. Пространственное распределение инверсии изменялось по различным нарушенкам, вовлеченным в процесс инверсии в разное время. Тогда как Меловая инверсия сконцентрирована по главным граничным нарушениям, ориентированным северо-восток - юго-запад, местоположение Миоценовой инверсии было смежным с северо-западным их ограничением. Полное утонение литосферы в течение сантона и третичного периода было смоделировано на уровне ~2.6 и 0.16 км, соответственно, с северо-восточными-юго-западными активизированными трендами. Амплитуды структур инверсии ранжируют от ~ 1000 м. по восточной системе до сотен метров для структур инверсии, включающих другие тренды. Хотя инверсия ответственна за развитие относительно тонких особенностей, она управляла главными критическими структурами, способными поймать в ловушку углеводороды в пределах суббассейна Дампьер.

-1376

   Circum-Arctic petroleum systems idenified using decision-tree chemometrics / K. E. Peters, L. S. Ramos, J. E. Zumberge и др.
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2007. - Vol.91,N 6. - P.877-913:ill.,tab. - Bibliogr.: p.910-913.


Циркум-арктические нефтяные системы, идентифицируемые с использованием хемометрического дерева решений.


Биомаркеры, используемые для определения источника и возраста и изотопные данные были определены для более 1000 проб сырых нефтей из скважин и зон высачивания, собранных севернее 550 северной широты. Было создано уникальное, многоуровневое хемометрическое (многовариантно-статистическое) дерево решений, что позволило с использованием обучающей выборки из 622 проб нефти провести автоматическую классификацию 31 генетически различного семейства циркум-арктических нефтей. Метод, который мы называем хемометрическое дерево решений использует метод главных компонент К-ближайшего соседа и моделей SIMCA (программное независимое моделирование сходства классов) для классификации и установления доверительных уровней для вновь приобретенных проб нефти и экстрактов битумоидов из нефтематеринских пород. Геохимические данные для каждой пробы нефти были использованы также для получения заключения о возрасте, литологии, содержании органического вещества, обстановке осадконакопления и идентификации нефтематеринских пород. Эти результаты демонстрируют ценность обширных нефтяных баз данных, в которых все пробы были проанализированы с использованием одинаковых процедур и аппаратуры.

-7749

   CO2 metasomatism in a basalt-hosted petroleum reservoir, Nuussuaq, West Greenland / K. L. Rogers, P. S. Neuhoff, A. K. Pedersen, D. K. Bird
// Lithos. - 2006. - Vol.92,N1-2.-P.55-82.

Метасоматизм углекислого газа в нефтяном резервуаре, вмещающем базальты, Nuussuaq, западная Гренландия.

-71

Dale A.W.
   Bioenergetic controls on anaerobic oxidation of methane (AOM) in coastal marine sediments: a theoretical analysis / A. W. Dale, P. Regnier, Cappellen P. van
// American Journal of Science. - 2006. - Vol.306, N4.-P.246-294. – Bibliogr.:p.288-294.


Биоэнергетический контроль анаэробного окисления метана (АОМ) в прибрежно-морских осадках: теоретический анализ.


В работе представлена модель кинетическо-биоэнергетической реакции анаэробного окисления метана (АОМ) в прибрежно-морских осадках. Модель рассматривает интервал осадков фиксированной глубины ниже зоны биотурбации, при условии сезонных вариаций температуры и поступления органического субстрата и сульфатов. Модель показывают, что функциональные микробные биомассы внутри окна наблюдения претерпевают незначительные изменения в течение года в результате кинетической и термодинамической буферизации сезонных усилений. Более того, микробиотические процессы протекают только в малых объемах от их максимальных потенциальных темпов. Эти открытия предоставляют теоретическое обоснование для аппроксимирования устойчивых микробных биомасс, которые часто используются в диагенетических моделях. В тоже время, темпы АОМ проявляют сильные сезонные изменения. Результаты моделирования показывают, что анаэробные окисляющие метан микроорганизмы проявляют активный метаболизм вблизи их термодинамического предела, причем энергетический баланс контролируется относительными темпами гидрогенотрофной редукции сульфатов (hySR) и ацетотрофным метаногенезом (acME).

-9136

   Deep basin gas: new insights from kinetic modelling and isotopic fractionation in deep-formed gas precursors / V. Dieckmann, R. Ondrak, B. Cramer, B. Horsfield
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23,N 2.-P.183-200.

Газ глубокого бассейна: новое понимание из кинетического моделирования и фракционирования изотопов в глубокообразованных газовых предшественниках.

-7677

   Dynamic fluids flow and chemical fluxes associated with a seafloor gas hydrate deposit on the northern Gulf of Mexico slope / E. A. Solomon, M. Kastner, H. Jannasch и др.
// Earth and Planetary Science Letters. - 2008. - Vol.270,N 1/2. - P.95-105: ill., tab. - Bibliogr.: p.105.


Динамический поток жидкостей и химические потоки, связанные с отложением гидрата газа на дне океана на северном склоне Мексиканского залива.

-9136

Filho A.T.
   Magmatism and petroleum exploration in the Brazilian Paleozoic basins / A. T. Filho, Mizusaki A.M.P., L. Antonioli
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 2. - P.143-151: ill. - Bibliogr.: p.150-151.


Магматизм и разведка нефти в палеозойских бассейнах Бразилии.


-1376

   Formation mechanisms of hydrocarbon reservoirs associated with volcanic and subvolcanic intrusive rocks: examples in mesozoic-cenozoic basins of eastern China / Changzhi Wu, Liangxing Gu, Zunzhong Zhang и др.
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N1.-P.137-147:ill. - Bibliogr.:p.145-147.


Формирование углеводородных резервуаров, связанных с вулканическими и субвулканическими интрузивными породами на примере мезо-кайнозойских бассейнов восточного Китая.


В прибрежных областях восточного Китая существуют многочисленные нефтематеринские мезо- кайнозойские бассейны. Широко развитые в них вулканические и субвулканические интрузивные породы, преимущественно базальтового и, в меньшей степени, трахитового состава, образуют прослои и внедрения в осадочных комплексах. Эти магматические породы могут являться как покрышками, так и резервуарами углеводородов. Углеводородные резервуары, связанные с вулканическими породами могут быть разделены на три типа: 1) резервуары в вулканогенно-осадочных коллекторах (volcanic-trapped type); 2) резервуары, экранированные вулканогенно-осадочными флюидоупорами (volcanic-sealed type), 3) резервуары кор выветривания (weathering crust type). С субвулканическими интрузивными комплексами связаны шесть типов трещинных резервуаров: 1) сводовые трещинные резервуары (doming-derived fracture type); 2) резервуары зон криптоэксплозивного брекчирования (cryptoexplosive breccia type); 3) первично-трещинные резервуары (primary fracture type); 4) резервуары зон автометасоматоза (the alteration zone type); 5) резервуары зон экзоконтактового метаморфизма (contact zone type); 6) латерально экранированные (laterally sealed type). Предлагается обобщенная модель формирования углеводородных бассейнов, связанных с вулканическими и субвулканическими породами. Авторы хотели бы привлечь больше внимания к вулканическим и субвулканическим резервуарам при разведке углеводородов.

-8289

Fowler M.
   Hydrocarbons and water in the Western Canada Sedimentary Basin: a tale of two fluids / M. Fowler, S. E. Grasby
// Journal of Geochemical Exploration. - 2006. - Vol.89, N 1/3. - P.112-114. - Bibliogr.: p.114.

Углеводороды и вода в осадочном бассейне запада Канады: история двух жидкостей.

-8839

   ^ Geochemical aureoles around oil and gas accumulations in the Zechstein (Upper Permian) of Poland: analysis of fluid inclusions in halite and bitumens in rock salt / V. M. Kovalevych, T. M. Peryt, S. N. Shanina и др.
// Journal of Petroleum Geology. - 2008. - Vol.31,N 3. - P.245-262: ill., tab. - Bibliogr.: p.261-262.


Геохимиические ореолы вокруг нефтяных и газовых аккумуляций в цехштейне (верхняя пермь) в Польше: анализ жидких включений в галите и битумах каменной соли.


-9554

   Geochemical study of crude oils from the Xifeng oilfield of the Ordos basin, China / Y. Duan, C. Y. Wang, C. Y. Zheng и др.
// Journal of Asian Earth Sciences. - 2008. - Vol.31,N 4/6. - P.341-356: ill., tab. - Bibliogr.: p.355-356.


Геохимическое исследование сырой нефти из нефтяного месторождения Сифын бассейна Ордос, Китай.


-1376

   Geologic evolution and aspects of the petroleum geology of the northern East China Sea shelf basin / Gwang H. Lee, Booyong Kim, Kook Sun Shin, Don Sunwoo
// AAPG Bulletin/American Association of Petroleum Geologists. - 2006. - Vol.90, N2.-P.237-260:ill. - Bibliogr.:p.259-260.


Геологическая эволюция и нефтегеологические аспекты северной части шельфового бассейна Восточно-Китайского моря.


Анализ мультиканальных отражающих сейсмических профилей позволил установить, что северный шельфовый бассейн Восточно-Китайского моря испытал две стадии рифтинга с последующим региональным погружением. Начальный рифтинг в позднем мелу привел к образованию ряда грабенов и полуграбенов, заполненных аллювиальными и озерно-аллювиальными отложениями. В позднем эоцене - раннем олигоцене начальный рифтинг был прерван региональным поднятием и складчатостью (Юквийское событие). Рифтинг получил продолжение в раннем олигоцене, когда в заполнении рифтовых впадин продолжали доминировать аллювиальные и озерно-аллювиальные отложения. Вновь рифтинг был прерван второй фазой поднятия в раннем миоцене, отмечающей переход к пострифтовой стадии развития. Ранняя пострифтовая стадия (ранний миоцен-поздний миоцен) характеризовалась региональным погружением и морской трансгрессией на запад и северо-запад территории. Инверсия (Лонджиньское событие) в позднем миоцене прервала пострифтовое погружение, приведя к образованию обширного складчато-надвигового пояса в восточной части территории. Вся область вновь была захвачена региональным погружением и была преобразована в широкий континентальный шельф. Нефтематеринские породы включают синрифтовые озерные фации, речные сланцы и пласты углей. Синрифтовые речные, озерные и дельтовые отложения, пострифтовые литоральные и/или мелководно-морские песчаники и раздробленные породы основания представляют собой потенциальные резервуары. Выявлены различные типы ловушек углеводородов (например, ограниченные сбросами антиклинали, пологие надвиги, сбросы, несогласия, комбинированные структурно-литологические ловушки, зона выветривания основания и стратиграфические ловушки), но многие из них не опробованы.

-9136

   Geology of giant gas fields in China / J. Dai, C. Zou, S. Qin и др.
// Marine and Petroleum Geology. - 2008. - Vol.25,N 4/5. - P.320-334: ill.,tab. - Bibliogr.: p.333-334.


Геология гигантских газовых месторождений в Китае.


-9136

   Geothermal history and petroleum generation in the Norwegian South Viking Graben revealed by pseudo-3D basin modelling / H. Justwan, I. Meisingset, B. Dahl, G. H. Isaksen
// Marine and Petroleum Geology. - 2006. - Vol.23, N 8. - P.791-819: ill.,tab. - Bibliogr.: p.816-819.


Геотермическая история и генерация нефти в норвежском Южном Грабене Викинг, установленная путем псевдотрехмерного моделирования бассейна.


Углеводородные исследования в норвежском Южном Грабене Викинг(57о 45/-60о15/N) начались в конце 1960-х и к настоящему времени вступили в зрелую фазу. Создание псевдотрехмерной модели бассейна выполнено с целью расшифровки региональных тенденций в генерации и эмиграции УВ и оценки оставшегося потенциала этой зрелой нефтяной провинции. Генерация и эмиграция из всех главных нефтематеринских горизонтов в этой области в формациях Draupne, Heather, Hugin and Sleipner выполнена с использованием псевдотрехмерной модели, включающей 36 изохронных геохронологических событий. Картографическая псевдотрехмерная модель, построенная на топооснове, составлена из одномерных моделей, включающих карты: близповерхностную структурную и качества нефтематеринских пород. Эмиграция УВ из средне-верхнеюрских нефтематеринских пород на этой территории происходила в две главные фазы. Первая фаза длилась от палеоцена до среднего миоцена с пиком эмиграции нефти и газа во время раннего миоцена. Вторая, четвертичная фаза эмиграции, которая дала 11% и 13% всех нефти и газа, соответственно, связана с увеличением скорости прогибания в течение этого периода. Всего 74х109 см3 нефти и 8.2х1012 см3 газа генерировано в данной области. Зона Frigg на севере с генерированными 2.9х1012 см3 газа является преимущественно газопроизводящей, а зона Greater Balder с генерированными 17х109 см3 нефти - более нефтепроизводящая. В нижнем син-рифтовом отделе верхнеюрской формации Draupne преобладает эмиграция нефти(54% от всей генерированной нефти), в то время как в формации Heather доминирует эмиграция газа с 37% от всего генерированного газа. Прогнозные модели были успешно применены к объяснению истории заполнения и вторичных изменений зоны Greater Balder в норвежском секторе. Моделирование объясняет генезис нефтей формации Draupne в зоне Greater Balder как результат смешения дериватов нефтей, поступавших во время многократных фаз погружения. Основываясь на моделированных накопленных суммарных объемах генерированных и оцененных объемах содержащихся в зоне, оценки коэффициентов генерации-аккумуляции для Южного Грабена Викинг составили от 1.01 до 1.05% для нефти и 9.67-12.89% для газа. В свете сравнения с другими нефтяными системами и критической оценкой элементов данной нефтяной системы, оцениваемые коэффициенты аккумуляции должны стимулировать будущие исследования данной зоны.

-1376

   Heat flow and surface hydrocarbons on the Brunei continental margin / G. W. Zielinski, M. Bjoroy, Zielinski R.L.B., I. L. Ferriday
// AAPG Bulletin/ Amer.Assoc.of Petroleum Geologists. - 2007. - Vol.91,N 7. - P.1053-1080:ill. - Bibliogr.: p.1078-1080.


Тепловой поток и углеводороды земной поверхности на континентальной окраине Брунея.


Во время совместного сбора данных о тепловом потоке и геохимии в 186 скважинах на континентальной окраине Брунея, в обращенной к суше зоне изучаемой территории, где тепловой поток составляет 83,7+66,5 mW/m2 обнаружено обилие термогенетических УВ. В зоне обращенной к морю тепловой поток составляет 59.0+22.6 mW/m2 и термогенетические УВ вблизи земной поверхности большей частью отсутствуют. В связи с активностью аккреционных комплексов зоны с низкими тепловыми потоками совпадают с зоной субдукции Палаванского трога (северо-запад Борнео, Няньша). Зона гидротермальной конвенции с высоким тепловым потоком и фильтрации углеводородов, приурочена со стороны суши к осадкам дельты Baram, составляющих псевдоаккреционную призму. Фазовый переход от нефти к газу с увеличением геотермального градиента, наблюдаемый по данным бурения, проявляется в данных поверхностных наблюдений. Сравнение тепловых потоков побережий Брунея и Китая обнаруживает общность термотектонического начала, насчитывающего не менее 5 млн лет, наиболее древнюю (32 Ма) линейность магнитного поля в бассейне Южно-Китайского моря. Термальные проявления предшествующей активной субдукции были рассеяны и тепловой поток побережья Брунея восстановился до теоретических значений пассивной материковой окраины. В одиночной зоне высачивания установлен максимальный тепловой поток (604 mW/m2), сопровождаемый аномальными термогенетическими углеводородами. Флюид течет вверх со скоростью около 1.7 см/год(5.5х10-10m/s) с глубины 6 км, фокусируясь более чем в 30 раз, что объясняет наличие теплового потока и транспортировку углеводородов из потенциальных источников. По нашим данным скорость потока в виде восходящих пузырьков или сплошной газовой фазы в 42 раза выше. Наблюдаемые тепловые потоки вокруг ограниченных разломами седиментационных грабенов моделируются простыми моделями флюидных потоков. В соответствии с этими моделями измерения ограничены размерами грабена, в пределах которого тепловой поток одинаков и серьезно недооценено значение регионального теплового потока (23-80%) и термальной зрелости, тогда как тепловой поток во всех точках геохимического бурения дает достоверные значения. С увеличением расстояния от оси зоны высачивания систематически изменяются параметры теплового потока и состав углеводородов. Простая модель диффузии объясняет эти изменения приповерхностными процессами. Простая термогенетическая модель подтверждается также данными по газу, однако параметры термальной зрелости не указывают на причинную связь между тепловым потоком в зоне высачивания и термогенезисом. Инвариантные параметры, менее затронутые миграцией, фракционированием, смешиванием и биодеградацией остаются аномальными на расстоянии более 250 м от оси зоны высачивания, охватывая все четыре проявления высоко температурного потока. Данные бурения, сопоставленные с приповерхностными газами, аномального состава, позволяют идентифицировать место высачивания в виде разлома. Инвариантные параметры теплового потока, являющиеся экстремальными в зоне высачивания, могут быть индикаторами активной фильтрации, поскольку там углеводороды менее изменены и более тесно связаны с их источниками. Региональные данные, охватывающие более 10 000 км2, отражают приповерхностные процессы, происходящие в 500-метровой зоне высачивания. Следовательно, расстояния от региональной зоны высачивания и палеотепловой поток могут быть взаимосвязанными.

-9136

Huvaz O.
   Petroleum systems and hydrocarbon potential analysis of the northwestern Uralsk basin, NW Kazakhstan, by utilizing 3D basin modeling methods / O. Huvaz, H. Sarikaya, T. Isik
// Marine and Petroleum Geology. - 2007. - Vol.24,N 4. - P.247-275:ill.,tab. - Bibliogr.: p.273-275.


Анализ нефтяных систем и углеводородного потенциала северо-востока Уральского бассейна, северо-восток Казахстана, на основе методов трехмерного моделирования бассейна.


На северо-востоке Уральского бассейна, на месторождениях Тепловско - Токаревской группы, а также Чаганском и Даринском, локализованных в цепи барьерных рифов и ориентированных в СВ-ЮЗ направлении, добывается газ и небольшое количество нефти. Наиболее значительные резервуары этого бассейна ассоциируют с шельфовыми рифами, рифовыми выступами, атолловыми и баровыми фациями карбонатных комплексов, дельтовыми или приливно-отливными фациями платформенных месторождений и кластических резервуаров конусов выноса или склоновых фаций. Бассейн включает ряд нефтяных систем, включающих глубоководные морские черные сланцы палеозоя с содержанием Сорг до 10%. Оценки значимости этих систем были получены с помощью одно- и трехмерных моделей бассейнов, сконструированных с использованием геологических, геофизических и геохимических данных. Подсолевая часть северо-востока Уральского бассейна имеет наиболее высокий углеводородный потенциал и наиболее низкий поисковый риск, сравнимый с надсолевой серией, несмотря на необходимость бурения до экстремальных глубин (более 5000 м), особенно во Внутренней зоне. Ловушки различных типов связаны с соляной тектоникой, способствующей накоплению углеводородов в установленных в процессе разведки резервуарах: артинском (филипповском), франском, бобриковском (тульском) и башкирском. Среди этих резервуаров артинский (филипповский) - главный нефтесодержащий резервуар на Гремячинском и Тепловском месторождениях. Он хорошо дополнен с точки зрения источника углеводородов рядом нефтегазоматеринских пород. Кроме того, его кровля эффективно запечатана кунгурской солью. Среди 15 изученных и подвергнутых моделированию нефтегазоматеринских толщ наиболее эмигрантоспособными являются афонинские, живетские, фаменские, турнейские, тульские, серпуховские, и верейские отложения, интенсивно питающие резервуары северо-востока Уральского бассейна, начиная с триаса. Ошибка времени заполнения ловушки минимальна, особенно во Внутренней Зоне и Зоне Сброса, поскольку ловушки сформировались раньше. Результаты моделирования генерации, эмиграции и миграции нефти и газа позволяют оценить суммарные ресурсы пластов Гремячинской, Западно-Тепловской, Тепловской, Токаревской, Восточно-Гремячинской, Ульяновской и Цыгановской структур в объеме 179 млн. баррелей газа (в нефтяном эквиваленте) и 89 млн. баррелей нефти.

-9136

   Igneous complexes in the eastern Northern South Yellow Sea Basin and their implications for hydrocarbon systems / Gwang H. Lee, Young I. Kwon, Chong S. Yoon и др.
// Marine and petroleum geology. - 2006. - Vol.23, N 6.-P.631-645:ill.,tab. - Bibliogr.:p.644-645.


Магматические комплексы на востоке Северного Южного бассейна Желтого моря и их значение для углеводородных систем.


Данные многоканальной сейсморазведки на востоке Северного Южного бассейна Желтого моря выявили наличие различных магматических и связанных с ними объектов, таких как штоки, лакколиты, силлы, дайки, вулканические проявления и системы гидротермальных жерл. Штоки представляют собой вытянутые вертикальные интрузивы, характеризующиеся сейсмически мертвыми зонами с опрокинутыми вмещающими породами и приподнятыми перекрывающими. Лакколиты формируют широкие слаборасчлененные холмы с клиновидными краями. Силлы отображаются как согласные высокоамплитудные отражения с отчетливым латеральным распространением. Дайки характеризуются крутопадающими перекрестными отражениями. Вулканические проявления, наблюдаемые в кровле мелкого эродированного фундамента, состоят из холмов и пиков, вероятно представляющих собой вулканы и их остатки. В статье отмечено, что штоки и лакколиты могут формировать ловушки для углеводородов подобно соляным диапирам. Дайки, внедренные в деформированный слой, могут создавать ловушки сходные с ловушками формируемыми разломами. Силлы, могут формировать служить покрышками, и кроме того увеличивать зрелость нефтематеринских пород за счет повышенного теплового потока. Вулканические остатки могут представлять собой резервуары. Гидротермальные жерла могут формировать каналы для миграции флюидов.

-8839

   Impact of magmatism on petroleum systems in the Sverdrup basin, Canadian Arctic islands, Nunavut: a numerical modelling study / S. F. Jones, H. Wielens, Williamson M-C., M. Zentilli
// Journal of Petroleum Geology. - 2007. - Vol.30,N 3.-P.237-255:ill. - Bibliogr.: p.253-255.


Влияние магматизма на нефтяные системы в бассейне Свердруп, Канадский арктический архипелаг, Нунавут: изучение посредством числового моделирования.


Впервые использовано числовое моделирование для исследования взаимодействия между нефтяной системой и интрузией силла на северо-востоке бассейна Свердруп в канадском арктическом архипелаге. Хотя исследования углеводородов были успешны на западе бассейна Свердруп, результаты в северо-восточной части бассейна разочаровывают, несмотря на наличие подходящих мезозойских нефтематеринских пород, миграционных путей и структурных ловушек, большого количества эвапоритов. Это было объяснено 1)формированием структурных ловушек во время инверсии бассейна в эоцене, после главной фазы генерации углеводородов и/или 2)присутствием эвапоритовых диапиров, локально изменивших геотермальный градиент, приведший к термальному перезреванию углеводородов. Это исследование является первой попыткой моделирования внедрения силла в меловом периоде в восточно-центральной части бассейна Свердруп и исследования его влияния на нефтяную систему. Одномерная числовая модель, сконструированная с использованием PetroMod 9.0 к, исследует влияние рифтинга и магматизма на термальную историю и генерацию нефти в районе скважины Depot Point L-24, на восточном острове Axel-Heiberg. Возможности описания термальной истории ограничены отражательной способностью витринита, данными треков деления и тектоникой. Определялись интервалы времени, в течение которых были генерированы углеводороды и иллюстрировались взаимодействие между генерацией углеводородов и магматической активностью во время внедрения силла в течение раннемелового времени. Сравнение нефтяных и магматических систем в контексте ранее предложенных моделей эволюции бассейнов и возобновления тектонической активности, было существенным шагом в интерпретации результатов, полученных из скважины Depot Point L-24. Результаты моделирования показывают, что эпизод незначительного возобновления рифтинга и широкого внедрения силла в раннем мелу произошел после генерации углеводородов, прекратившейся около 220 Ма в формациях Hare Fiord и Van Hauen. Следовательно, на генерационный потенциал этих, наиболее глубокозалегающих формаций внедрение этого силла основного состава вероятно не повлияло. Однако эта модель предполагает, что в неглубокозалегающих нефтегазоматеринских породах, таких как формация Blaa Mountain, быстрая генерация природного газа произошла около 125 Ма одновременно с тектоническим обновлением и внедрением силла в восточно-центральной части бассейна Свердруп. Тщательно проведенное исследование показывает, что внедрение силла увеличило скорость генерации углеводородов в формации Blaa Mountain и способствовало скорее генерации газа, чем нефти.

-8609

Italiano F.
   Gas geochemistry as a tool to investigate the Earth's degassing through volcanic and seismic areas: the soul of the 8th International Conference on gas geochemistry / F. Italiano, W. D'Alessandro, M. Martelli
// Journal of Volcanology and Geothermal Research. - 2007. - Vol.165, N 1/2. - P.1-4. - Bibliogr.: p.3-4.


Газовая геохимия как инструмент исследования дегазации Земли через вулканические и сейсмичные области: атмосфера 8-ой международной конференции по газовой геохимии (МКГГ).


8-я международная конференция по газовой геохимии состоялась на Сицилии 2-8 октября 2005 года. 82 участника из 14 стран представили 93 доклада, охватывающие результаты важных исследований по газовой геохимии: от продвижения в исследованиях по механохимической генерации газа до практических применений к оценке влияния вулканической эмиссии на окружающую среду; от наиболее продвинутых оценок на влияние дегазации Земли на климатические изменения до мониторинга газовой опасности в населенных сейсмических и вулканических областях, от генетических оценок газов, выделяющихся в тектонических разломах до изменений, индуцированных сейсмической активностью. МКГГ являются единственными конференциями, полностью посвященными газовой геохимии, где ученые, приезжающие из многих стран с различными культурами имеют возможность обменяться опытом по множеству аспектов газовой геохимии. Газовый обмен между атмосферой и земной поверхностью составляет важнейший аспект глобальных геохимических циклов главных газовых компонентов (H2O, CO2, H2, CH4, S, галогенов) а также рассеянных ме