Індекс рубрикатора НБУВ: В368.2

Рубрики:

Високотемпературна надпровідність. Високотемпературні надпровідники

Шифр НБУВ: Ж14388 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Предложена технология прогнозирования, поисков и оценки месторождений и проявлений редких и редкоземельных металлов в пределах Украинского щита. Определены петрологические, минералогические, геохимические и геофизические характеристики эталонных месторождений редкометальных и редкоземельных формаций, в частности на территории Восточного Приазовья. Определены поисковые критерии оруденения, сделана оценка анамальных содержаний определенных элементов методом построения прогнозно-металлогенетических карт.

Методами теории управляемых случайных процессов проведена аналитическая формализация динамики конфликта "пространственно адаптивная линия радиосвязи - комплекс радиоподавления", осуществлена постановка и получено решение задачи синтеза алгоритма перенацеливания источников помех при подавлении пространственно адаптивных линий радиосвязи. На базе оптимального алгоритма разработаны эвристические алгоритмы и проведен сравнительный анализ их эффективности.

Наведено особливості та результати інтерпретації даних геофізичних досліджень свердловин (акустичний каротаж, гамма-гамма каротаж, нейтрон-нейтронний каротаж, спектральний гамма-каротаж, електричні та акустичні сканери FMI/DSI) за вивчення колекторів кристалічного фундаменту родовища Білий Тигр (Центральне склепіння). Цільовими параметрами вивчення є пористість (пустотність), проникність і морфологічні характеристики тріщин.

Наведено алгоритми розв'язання задачі визначення складових гравітаційного, геодинамічного і температурних полів для тривимірних неоднорідних середовищ. З метою апроксимації неоднорідності будови середовища за густинними, реологічними і теплофізичними параметрами використано типові елементи - вертикальні трикутні призми з довільними верхньою і нижньою основами. Одержано новий аналітичний розв'язок прямої задачі гравіметрії для типового елемента з густиною, яка міняється з глибиною за лінійним законом. Виконано математичну постановку і наведено загальний розв'язок задачі визначення напруження і миттєвих швидкостей руху неоднорідного в'язкого середовища під дією гравітаційного поля Землі. Розв'язок визначено з використанням гідродинамічних потенціалів (об'ємного, простого і подвійного шару). Розглянуто математичну постановку і одержано загальний розв'язок нестаціонарної та стаціонарної систем рівняння теплопровідності для неоднорідного середовища. Показано, що для числового розрахунку гідродинамічних і теплових потенціалів оптимальним є використання теорії типової техніки розв'язання прямих задач гравітаційного потенціалу. Стійкість, точність і швидкодію розроблених алгоритмів пояснено розрахунками тестових прикладів.

Розроблено методику регіонально-зональної оцінки нафтогазоносності осадових басейнів з використанням банку геолого-геофізичних даних. Методику прогнозування реалізовано за комп'ютерною технологією геогустинного моделювання, палеотектонічних реконструкцій і палеотемпературного моделювання. Технологія забезпечує об'ємно-площове цифрове картування материнських товщ (за палеотемпературною ознакою). Методику апробовано для різновікових осадових басейнів Далекосхідного регіону - Набільського, Нишського, Лунського, Західносахалінського, Анівського, Макаровського, Середньоамурського, Східнокамчатського, Анадирського, Південнокурильського, Центрально-Курильського. Встановлено особливості вуглеводневих систем регіону: ступінь катагенетичного перетворення розсіяної органічної речовини (РОР) материнських порід, характер поширення зон імовірного нафтогазонагромадження та фазовий склад можливих покладів вуглеводнів. Концептуальну основу методичних розробок і прогнозування складають методологія інтегрованого банку даних, методологія математичного програмування, теорія палеотектонічного аналізу, відомі схеми катагенезу РОР, басейнова тектоніка.

Висвітлено перспективи розвитку широкомасштабних пошуків нафти та газу в межах материкової частини Далекосхідного регіону і в палеоген-верхньокрейдових відкладах острова Сахалін. Констатовано потребу переоцінки прогнозних ресурсів вуглеводнів (ВВ) на підставі генетичного підходу й аналізу динаміки ВВ-систем. Сформульовано комплекс проблемних завдань, зв'язаних з регіональним прогнозуванням і оцінкою ресурсів ВВ: створення регіонального банку даних щодо нафти та газу; створення математичних моделей і комп'ютерних програм регіонально-зонального прогнозування материнських товщ і зон вірогідного нафтогазонакопичення; реалізація результатів прогнозування у форматах географічних інформаційних систем як інформаційної бази для автоматизованих об'ємно-аналітичних розрахунків оцінки прогнозних ресурсів. Проінформовано про стан вирішення перелічених завдань у ДП "Дальинформгеоцентр", відповідальному за інформаційні ресурси по ДСР з нафтогазової галузі. Наведено методологічні основи проектування та стан регіонального банку даних. Розглянуто авторську комп'ютерну методику, досвід і стан прогнозування нафтогазоносності на прикладах осадових басейнів ДСР. Наведено основні науково-технічні аспекти майбутньої роботи з розвитку банку даних, комп'ютерних засобів моделювання та прогнозних напрацювань з картування материнських порід і зон нафтогазонакопичення.

Викладено геолого-геофізичні передумови та методику об'ємно-площового прогнозування материнських порід (за геотемпературним критерієм) і зон можливого нафтогазонакопичення (за геогустинним критерієм) осадових басейнів Далекосхідного нафтогазового регіону. Об'єктом прогнозування є кайнозойські западини і прогини - автономні системи генерації та накопичення вуглеводнів (ВВ) органічного походження. Одержано первинні дані з сейсмогравіметрії та дослідження окремих глибоких свердловин. Методична основа прогнозування - регіональне геогустинне моделювання зон поліпшених колекторів, палеотектонічні реконструкції густинних розрізів і геотемпературне моделювання катагенетичної еволюції осадової товщі. Застосування комп'ютерної методики прогнозування проілюстровано результатами моделювання та картування нафтогазоматеринських відкладів і зон можливого накопичення ВВ у межах Набільської западини острова Сахалін. Актуальність і перспективи розвитку методики прогнозування зумовлено зростаючими вимогами "ресурсного" обгрунтування регіональних і пошукових робіт на Сахалінському шельфі та в Далекосхідному регіоні РФ загалом.

Подано історичний нарис вивчення гравітаційного поля океанічного регіону в XX ст. радянськими, японськими й американськими дослідниками. Охарактеризовано виміри сили тяжіння на підводних човнах і надводних суднах, а також досвід побудови карт гравітаційних аномалій. Наведено результати морських полігонних робіт Інституту морської геології і геофізики (ІМГіГ) Далекосхідного відділення (ДСВ) РАН в Охотському і Беринговому морях, у прилеглих акваторіях і Північно-Західній котловині Тихого океану. За матеріалами експедицій ІМГіГ ДСВ РАН, доповненими матеріалами попередників та інших організацій, побудовані карти аномального гравітаційного поля регіону в масштабі 1:10 000 000. Описано аномальне поле в редукціях Фая і Буге, осереднене за одноградусними трапеціями. Побудовано схематичну карту ізоглибин до підошви земної кори. Розраховано і побудовано карти ізостатичних аномалій. Карти локальних і регіональних ізостатичних аномалій інтерпретовано вертикальним і латеральним розподілом густинних неоднорідностей до глибин підастеносфери (300 - 400 км).

Проби грунту з вибухових свердловин досліджено методами органічної хімії (газова хроматографія, хромато-мас-спектрометрія) на виявлення аномальних концентрацій важких нафтових вуглеводнів. Установлено наявність кільцевих зон аномальних концентрацій ароматичних вуглеводнів, латерально приурочених до виявлених сейсморозвідкою антиклінальних пасток. Із урахуванням інтенсивності аномалій, чіткості аномальних зон і складу ароматичних вуглеводнів виконано ранжування 7 нафтоперспективних пасток і визначено місцеположення першочергової свердловини. Для підвищення ефективності нафтопошукових робіт рекомендовано супроводжувати сейсморозвідку геохімічним опробуванням. Як інформативні ознаки продуктивності пасток рекомендовано аномалії концентрацій сполук із фенантреновим ядром, алкілбензолів нормальної будови, поліциклічних вуглеводнів і сполук з нафталіновим ядром.

Зазначено, що регіональний сейсмопрофіль XIII перетинає центральну частину Західносибірської платини від Приєнісейського до Східноуральського блока. Розглянуто тектоніку на траверсі досліджень, нафтогазоносні райони та родовища вуглеводнів, стратиграфію та літологію основних нафтогазоносних комплексів. За методикою геогустинного моделювання (на базі розв'язку оберненої лінійної задачі гравіметрії) побудовано густинну модель доюрської основи, юрських і крейдяних відкладів. Виділено зони розущільнення та ущільнення, ототожнені з резервуарами, каналами міграції, материнськими товщами, флюїдоупорами й аномальними джерелами тепла. Кореляція тектоніки відомих родовищ і нафтогазоносних комплексів із виявленою густинною структурою показала їх узгодженість і сингенетичність. Спрогнозовано зони нафтогазонакопичення в доюрському розрізі Кулингольської мегасідловини, Касського мегапрогину, Бахилівського та Варьєганського мегавалів, Пякупурського мегапрогину, Сургутського та Югорського склепінь. Продемонстровано вихідний нафтогеологічний аналіз, геогустинне моделювання та подальшу нафтогеологічну інтерпретацію.

Виконано палеотемпературне моделювання та палеотектонічні реконструкції мезозойського осадового розрізу Верхньоляминського валу, що розміщується у центральній частині Югорського склепіння (Західний Сибір). Визначено істотний вплив вікового ходу температур земної поверхні за останні 142 млн років на термічний режим потенційно нафтоматеринських відкладів. За геотемпературним критерієм виділено палеоосередки генерації нафти у тутлеймській (баженовській) і теркалинській світах. Виявлено палеоплощі нафтозбору та зони акумуляції юрських нафт Верхньоляминського валу. Осередки диференційовано за інтенсивністю та часовим інтервалом дії, зони акумуляції - за площею нафтозбору з локалізацією прогнозних ресурсів вуглеводнів. Одержані інтегральні характеристики зон локалізації юрських нафт узгоджуються з результатами випробувань 37 пробурених свердловин. Проведено ранжування за ступенем перспективності шести розвідувальних і семи пошукових площ глибокого буріння. Дві зони акумуляції юрських нафт рекомендовано як нові пошукові площі на стратиграфічні та літологічні пастки у смузі виклинювання шеркалинської світи. Моделювання полягає у розв'язанні прямих та обернених задач геотермії за умов седиментації і є цінним інструментом комплексної нафтогеологічної інтерпретації широкого спектра геолого-геофізичних даних.

Розроблені комп'ютерні методики палеотектонічних реконструкцій і палеотемпературного моделювання, моделювання нафтидогенезу дали змогу дослідити термодинамічну історію та формування ресурсного потенціалу території Південного Ямалу. Оцінку ресурсів проведено для трьох різновікових резервуарів первинної акумуляції, у будові яких беруть участь нафтогазоматеринські товщі з розсіяною органічною речовиною різного генезису. Результати моделювання відбивають термодинамічну зональність і неперервно-перервний характер нафтидогенезу - зафіксовано появу просторово-часових поясів інтенсивної генерації та еміграції або повне припинення генерації вуглеводнів. Наведено інтерпретацію цих феноменальних явищ з позиції кінетики реакцій та геохімії органічної речовини. Одержано кількісну оцінку початкових геологічних ресурсів, проведено їх локалізацію у межах родовищ, структур I і II порядків. Виконано ранжування оцінних об'єктів за черговістю геологорозвідувальних робіт на той чи інший вид вуглеводневої сировини. Оцінку фазового складу, локалізацію ресурсів та їх величину підтверджено характеристиками родовищ у межах ділянки досліджень. Моделювання полягає у розв'язанні обернених і прямих задач геотермії за умов седиментації; обернених і прямих задач нафтидогенезу природних нафтогазових систем і є "повнокомплектним" інструментом прогнозування нафтогазоносності та локалізації прогнозних ресурсів вуглеводнів.

На основі унікальних геохімічних досліджень зразків кернового матеріалу двох розвідувальних свердловин установлено міжпластове переміщення важких нафтових вуглеводнів у розрізі Рогожниковського і Північнорогожниковського родовищ Красноленінського склепіння (Західний Сибір). Побудовано геохімічну модель вертикальної міграції цих вуглеводнів, у якій визначено сполуки, що здатні до міжпластової міграції, запропоновано форму міграції й оцінено дальність переміщення речовин у розрізі. Дальність вертикальної міжпластової міграції надає змогу рекомендувати їх аномальні концентрації як прямі пошукові ознаки. Виявлено міграцію нафтових вуглеводнів із осадового чохла у відклади фундаменту.

В огляді стан досліджень впливу вікового ходу температур на поверхні Землі на термічну історію глубокозанурених нафтоматеринських відкладів охарактеризовано як стан наукового пошуку. Узагальнено відомі дані щодо мезозойсько-кайнозойського клімату південно-східної частини Західного Сибіру й оцінено вплив вікового ходу температур земної поверхні на геотермічний режим, ступінь реалізації нафтогенераційного потенціалу материнських юрських баженовської та тогурської світ. "Місцевий" віковий хід температур земної поверхні для південної палеокліматичної зони Західного Сибіру побудовано на підставі аналітичного зведення результатів палеокліматичних реконструкцій юрського, крейдяного, палеогенового, неогенового і четвертинного періодів, опублікованих різними авторами в період 1974 - 2011 рр. Вплив палеоклімату на термічну історію материнських відкладів оцінено на основі верифікації результатів палеотемпературного моделювання осадових розрізів глибоких свердловин, що розкрили баженовську і тогурську світи в Нюрольській мегазападині. Встановлено, що реконструкції термічної історії материнських відкладів без урахування палеоклімату не узгоджуються з "реперними" даними відбивної здатності вітриніту та встановленої нафтогазоносності розрізу. Використання під час реконструкцій "місцевого" вікового ходу температур земної поверхні надає змогу суттєво уточнити показник щільності прогнозних ресурсів нафти. "Місцевий" віковий хід рекомендується враховувати під час визначення ресурсів вуглеводнів за допомогою об'ємно-генетичного методу на землях Томської, Новосибірської та Омської областей.

Індекс рубрикатора НБУВ: Д432.62-53 + Д453.1-5

Рубрики:

рський період

Нафта

Шифр НБУВ: Ж14153 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Наведено комплексне бачення методології, пошукових критеріїв та основ технології застосування даних геотермії для вирішення завдань прогнозування нафтогазоносності. Технологія грунтується на методі палеотемпературного моделювання, що надає змогу реконструювати термічну історію материнських відкладів, виділити за геотемпературним критерієм і картувати осередки генерації нафт. Оцінка ресурсів визначається інтегральним показником, який безпосередньо залежить від часу знаходження материнської світи в головній зоні нафтоутворення і від геотемператур зони. Визначено перспективні зони і ділянки пошуків на сланцеву (акумульовану in situ) баженовську нафту і первинно-акумульовану нафту терригенного ачимовського резервуара неокому Нюрольскої мегазападини (Західний Сибір). Спроможність районування аргументовано наявністю нафтопроявів і припливів нафти в глибоких свердловинах з інтервалів материнських порід і теригенних колекторів. Сланцевий ресурсний потенціал баженовської світи і складновизначені ресурси неокому потребують пріоритетного господарського освоєння відповідно до нової стратегії розвитку сировинної бази вуглеводнів РФ.

Регіони Західносибірської нафтогазоносної провінції мають унікальні палеокліматичні особливості: мезозойсько-кайнозойський віковий хід температур, індивідуальний для регіональних палеокліматичних зон; різномасштабні процеси формування і деградації неоплейстоценових товщ вічномерзлих порід; зонально і періодично сформовані пізньочетвертинні льодовикові покриви. Мета досліджень - оцінити вплив чинників палеоклімату (віковий хід температур на земній поверхні і неоплейстоценових товщ мерзлоти) на розрахунковий геотермічний режим нафтоматеринських світ, який визначає підрахунок щільності ресурсів вуглеводнів (ВВ) за допомогою об'ємно-генетичного методу. Об'єкт досліджень - баженовські і тогурські відклади мезозойсько-кайнозойського розрізу, розкритого глибокими свердловинами на південному сході Західного Сибіру (Північнофестивальне і Лутінецьке родовища вуглеводнів Томської обл.). Дослідження грунтуються на застосуванні методу палеотемпературного моделювання - позитивного розв'язання оберненої та прямих задач нестаціонарної геотермії за умов седиментації, на багатоваріантності палеотектонічних і палеотемпературних реконструкцій, оцінюванні відповідності результатів реконструкцій критеріям оптимальності розв'язання оберненої задачі геофізики та ступеня узгодженості розрахункових вогнищ генерації нафт із встановленою нафтогазоносністю надр. Установлено необхідність урахування неоплейстоценової мерзлоти потужністю близько 300 м і застосування "місцевого" (регіонального) вікового ходу температур на земній поверхні для адекватного відновлення термічної історії нафтоматеринських відкладів на землях південного сходу Західного Сибіру. У разі неврахування товщ багаторічної мерзлоти розрахункові ресурси ВВ, що визначаються за допомогою об'ємно-генетичного методу, можуть бути знижені до 25 - 30 %. У разі неврахування палеокліматичного ходу температур розрахункові ресурси ВВ можуть бути занижені від 50 % до 4 разів.

Аналіз тектоніки і петротипів порід кристалічного фундаменту нафтового родовища Білий Тигр (шельф Південного В'єтнаму) і даних каротажу 165 свердловин виявив тектонічні та петрологічні чинники утворення й інтенсивності вторинної пустотності в колекторах фундаменту. Вивчення порового простору порід-колекторів за допомогою методів геофізичних досліджень свердловин грунтується головним чином на акустичних і електричних характеристиках матричної пористості, тріщин і каверн. Виявлено стійку закономірність зміни (зменшення) пористості з глибиною. Ця закономірність спостерігається у межах усіх виділених геологічних блоків. Утворення вторинної пористості в породах фундаменту зумовлено насамперед тектонічним чинником, вплив якого з глибиною зменшується. Найбільше цей вплив позначається на породах Центрального і Північного блоків. Характер розподілу пористості залежить від розподілу петротипів порід, з чим пов'язані спрямованість та інтенсивність вторинних змін порід-колекторів. Для порід-колекторів фундаменту вказаних вище блоків установлено значущі залежності питомого дебіту від вторинної пористості, яку визначають за даними каротажу.

Виконано зональне районування сланцевої нафтоносності південного сегмента Колтогорсько-Уренгойського палеорифту і вивчено кореляцію палеорифту з розподілом геотемпературного поля у післяюрський час. Територія досліджень - північно-західні нафтопромисли Томської обл. (РФ). Як критерій прогнозування осередків генерації нафти і формування "сланцевого" резервуара прийнято термічну історію материнської світи, яка кумулятивно враховує температури локалізованих палеоосередків генерації нафт. Дослідження грунтуються на розв'язанні прямої задачі геотермії для набору горизонтальних шарів, розташованих у нижньому півпросторі. Одержано площовий розподіл щільності генерації нафт і визначено райони для проведення пошуків "сланцевої" баженовської нафти - на землях північно-західного схилу Північнопарабельської мегамонокліналі, північно-східного схилу Каймисовського склепіння, Черемшанської мезосідловини і Трайгородського мезовалу. Прогноз підтверджено прямими ознаками нафтоносності баженовської світи. Згідно з одержаним розподілом щільності генерації баженовських нафт за різних структурно-тектонічних умов, інтенсивність генерації вуглеводнів на позитивних структурах не поступається щільності генерації в депресії. Встановлено, що в рифтової зоні немає "слідів" аномального теплового потоку в кайнозої, з розподілом палеотемператур у післяюрський час зона не корелює. Палеорифт як об'єкт з аномальною структурною характеристикою відбивається у розподілі щільності генерації верхньоюрської "сланцевої" нафти. Енергетичний зв'язок палеорифту з розподілом щільності теплового потоку і палеотемператур материнської світи не виявлено. Зональне районування сланцевої нафтоносності визначило перспективні площі для постановки пошукових робіт. Одержані результати заслуговують на увагу в контексті теоретичних засад нафтогазової геології Західного Сибіру, теорії рифтових систем і нафтогазоносності Західносибірської плити.