WWW.KONFERENCIYA.SELUK.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА - Конференции, лекции

 

Pages:   || 2 |

«1-ая Международная Конференция УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ БОЛЬШИХ ГЛУБИН: ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ БУДУЩЕГО – РЕАЛЬНОСТЬ И ПРОГНОЗ СБОРНИК ТЕЗИСОВ БАКУ – 2012 ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ КОМИТЕТ ...»

-- [ Страница 1 ] --

НАЦИОНАЛЬНАЯ АКАДЕМИЯ НАУК АЗЕРБАЙДЖАНА

ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ

1-ая Международная Конференция

«УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ

БОЛЬШИХ ГЛУБИН:

ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ РЕСУРСЫ

БУДУЩЕГО – РЕАЛЬНОСТЬ И ПРОГНОЗ»

СБОРНИК ТЕЗИСОВ

БАКУ – 2012

ОРГАНИЗАЦИОННЫЙ КОМИТЕТ

Сопредседатели:

Али-Заде Ак.А. Институт геологии НАНА Гараев С.Ф. Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия Мартынов В.Г. РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия Дмитриевский А.Н. Институт проблем нефти и газа, Россия Заместители сопредседателей:

Гулиев И.С. Институт геологии НАНА Керимов В.Ю. РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия Мурадов А.В. РГУ нефти и газа им. Губкина, Россия Расулов С.Р. Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия Председатель исполнительного комитета:

Алиева Э.Г. Институт геологии НАНА, НИПИ «Нефтегаз» ГНКАР © Издательство «Nafta-Press»,  

ПЛЕНАРНЫЕ ДОКЛАДЫ

ОЦЕНКА УГЛЕВОДОРОДНЫХ РЕСУРСОВ И ПЕРСПЕКТИВ

НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЮЖНОГО КАСПИЯ

Х.Б.Юсиф-заде, А.И.Алиев Государственная Нефтяная Компания Азербайджанской Республики E-mail: Xaver.Qurbanova@socar.az Первая количественная оценка нефтегазоносности акватории Южного Каспия (до изобаты 200м) была произведена в 1974 году в стенах Всесоюзного Научно-Исследовательского и Проектного Института Природных Газов (ВНИПИГаза) (А.И.Алиев, Х.Б.Юсифзаде, 1974, Фонды ВПО «Каспморнефтьгазпром»).

В последующем прогнозная оценка ресурсов нефти и газа всего Каспийского моря (до глубины моря 200м) была произведена (по состоянию на 01.01.1984 года) по заданию ГКНТ 0504(Н11) проблемы 0.50.01 в стенах ГосНИПИ «Гипроморнефтегаз» (Х.Б.Юсифзаде, А.И.Алиев, 1984, Фонды ВПО «Каспморнефтьгазпром»).

С тех пор произошли большие изменения в политической и экономической жизни постсоветских стран, в том числе и в геологической изученности нефтегазоносных территорий. Значительная часть акватории Южного Каспия заново была покрыта сейсморазведкой 2D на новом техническом уровне, а в ряде высокоперспективных площадей 3D были оценены запасы и введены в промышленную разработку выявленные еще в 80-х годах прошлого столетия месторождения АзериЧыраг-Гюнешли, открыты новые нефтегазовые месторождения, в том числе крупнейшее газоконденсатное Шах-дениз.

Таким образом, оценка прогнозных ресурсов нефти и газа акватории Южного Каспия по состоянию на начало 2011 года стало необходимым и имеет большое значение для определения перспективных направлений дальнейших поисково-разведочных работ.

На начало 2011 года начальные доказанные (разведанные) геологические запасы нефти и газа Южно-Каспийской впадины (без иранской части) оценены в 9560 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том числе 7517 млн. т на западном и 2043 млн. т на восточном борту.

В акватории же Южного Каспия начальные доказанные геологические запасы нефти и газа составляют 4930 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том числе по туркменской части более 200 млн. т Углеводородные ресурсы подготовленных сейсморазведкой 3D к разведке перспективных структур азербайджанского сектора оценены   по категории С3 в количестве 4,5 млрд. т в нефтяном эквиваленте. Для остальной части выявленных перспективных структур акватории Южного Каспия (Северо-Абшеронская зона поднятий, значительная часть глубоководной акватории на юге, центральная и южная части Бакинского архипелага) углеводородные ресурсы оценены по плотностям запасов углеводородов на осредненную структуру в количестве млн. т в нефтяном эквиваленте с учетом коэффициента успешности поисково-разведочных работ 0,65. Таким образом, начальные потенциальные геологические углеводородные ресурсы азербайджанского сектора Южного Каспия оценены в объеме 15930 млн.т в нефтяном эквиваленте, в том числе доказанные – 4930 млн.т, перспективные по категории С3 – 4500 млн.т, прогнозные по категории Д1-6500 млн.т.

На начало 2011 г. углеводородные ресурсы азербайджанского сектора Южного Каспия реализованы почти на 30%.

При обосновании перспектив нефтегазоносности и прогнозной оценке углеводородных ресурсов акватории Южного Каспия по структурно-фациальным условиям и нефтегазоносности разреза продуктивной- красноцветной толщи выделены следующие районы:

I. Высокоперспективный газоносный район глубоководной акватории Южного Каспия;

II. Перспективно-нефтегазоносный район I категории СевероАбшеронской зоны поднятий;

III. Перспективно-газоносный район I категории акватории туркменского шельфа Южного Каспия;

IV. Перспективно-нефтегазоносный район II категории центральной и южной частей Бакинского архипелага;

V. Перспективно-газоносный район III категории южной части глубоководной акватории Южного Каспия.

Высокоперспективный газоносный район глубоководной акватории Южного Каспия характеризуется наиболее благоприятными условиями для формирования и сохранения крупных и крупнейших газоконденсатных месторождений на больших глубинах в условиях высоких термобарических параметров недр. По данным сверхглубокого поискового бурения (Шах-дениз, Абшерон, Умид, Зафар-Машал, Нахчыван и др.) кровля продуктивной толщи здесь погружается на глубины до 2000-2500 м, а свита «перерыва», основной газоносный объект, вскрыта на глубинах 6000-6500 м и более.



По данным бурения в высокоперспективной глубоководной акватории Южного Каспия развита преимущественно «абшеронская фация» продуктивной толщи с высокими емкостными и фильтрационными свойствами коллекторов. Сейсмическими работами 2Д выявлено порядка 25 перспективных структур, некоторые из них подготовлены сейсморазведкой 3Д к разведке и введены в глубокое поисковое бурение (Шах-дениз, Абшерон, Умид, Зафар, Нахчыван, Инам), открыто крупнейшее газоконденсатное месторождение Шах-дениз (VIII, X горизонты, свита «перерыва»).

В высокоперспективной глубоководной акватории Южного Каспия углеводородные геологические ресурсы оцениваются в 9,87 млрд.

т в нефтяном эквиваленте (н.э.), в том числе доказанные (А+В+С1)-2, млрд. т и перспективные (С2) -0,47 млрд. т по месторождению Шахдениз (по оценке ВР), по категории С3 перспективных площадей (Умид, Бабек, Абшерон, Зафар-Машал, Нахчыван, D-8, D-10, вал Абиха)- 4,5 млрд. т, прогнозные по категории D1-2,0 млрд. т в н.э.

Северо-Абшеронская зона поднятий протягивается на расстояние более 200 км СЗ-ЮВ направления.

Прогнозные углеводородные ресурсы Северо-Абшеронской зоны поднятий оценены в 500 млн. т в нефтяном эквиваленте.

Прогнозная оценка углеводородных ресурсов обширного туркменского шельфа Южного Каспия производилась по аналогии с месторождениями Юго-Западной Туркмении по запасам на осредненную структуру, а также по удельным плотностям запасов на единицу площади и составила 4,5 млрд. т в нефтяном эквиваленте (или 4,5 трлн. м3 газа).

Прогнозная оценка углеводородных ресурсов перспективных структур центральной и южной частей Бакинского архипелага производилась по аналогии с месторождениями Нижнекуринской впадины по запасам на осредненную структуру и составила 2,0 млрд. т в нефтяном эквиваленте с учетом коэффициента успешности поисковоразведочных работ 0,6.

Прогнозные углеводородные ресурсы перспективных структур южной части глубоководной акватории Южного Каспия оценены по аналогии с месторождениями западного и восточного бортов ЮжноКаспийской впадины (за исключением крупнейших месторождений Шах-дениз, Азери-Чираг-Гюнешли) в объеме более 3,0 млрд. т в нефтяном эквиваленте.

Таким образом, перспективные (по категории С3) и прогнозные (по категории Д1) углеводородные ресурсы акватории Южного Каспия (без иранской части) оцениваются в 16500 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том числе 11000 млн. т по азербайджанскому сектору и млн. т по туркменскому сектору.

Начальные потенциальные геологические углеводородные ресурсы акватории Южного Каспия оцениваются в 21630 млн. т в нефтяном эквиваленте, в том числе 15930 млн. т по азербайджанскому сектору и 5700 млн. т по туркменскому сектору.

ИСТОРИЯ РАЗВЕДКИ В ГЛУБОКОВОДНОЙ ЧАСТИ

МЕКСИКАНСКОГО ЗАЛИВА (США)

Разведка в Мексиканском заливе США берет свое начало с первой успешной оффшорной скважины в 1940-х. «Глубоководная» разведка началась в 1970-х, с успехом в верхней части склона Флекс Тренд в конце 1970-х – в начале 1980-х. Промышленное освоение глубоководной части залива (>1000м) началось с введением в 1985г. практики лицензирования промышленным внедрением на арендованных участках. Начиная с 1980 года GoM Exploration добывает 3 млн. баррелей нефтяного эквивалента в день, а поставки из американской части Мексиканского залива составляют около 25% добываемой нефти в США на сегодняшний день. На долю Deepwater GoM сегодня приходится более половины добычи.

Ранняя разведка привела к ряду открытий в верхне- миоценовых и более молодых отложениях по сейсмическим данным. Второй этап бурения был сфокусирован на раннемиоценовые отложения и проверки структурных поднятий, многие из которых являлись частично или полностью подсолевыми. Последними буровыми работами были вскрыты нефтяные залежи в палеогеновой толще глубоководной части залива. В связи с этим работы ведутся в северном направлении с целью выявления глубоких залежей газа под мелководным шельфом Мексиканского залива.

Технологии играют решающую роль в разведке, оценке и разработке этих залежей. Ранняя разведка бассейна осуществлялась 2D сейсмической съемкой, которая затем перешла в 3D сейсмическое профилирование, охватывающее значительную часть центральной и западной области Мексиканского залива. Геофизический банк данных постоянно обновляется новым поколением многоазимутальных данных, которые совершили значительный переворот в передаче сейсмических отображений. Технологии бурения и добычи находятся в постоянном развитии, где значительную роль играет GoM, особенно в разработке высоких технологий, связанных с глубоководными исследованиями.

УГЛЕВОДОРОДЫ СВЕРХГЛУБИН:

ПУТИ СОВЕРШЕНСТВОВАНИЯ МЕТОДОВ ПОИСКОВ

Институт геологии Национальной Академии Наук Азербайджана Теоретической базой для поиска углеводородов на больших глубинах (условно примем глубины ниже, массово разбуриваемых в настоящее время, то есть более 7 км) являются две альтернативные гипотезы и их комбинации.

Абиогенная гипотеза. Возможность обнаружения углеводородов на больших глубинах естественным образом вытекает из неорганической теории нефтегазообразования. Располагая очаги генерации углеводородов в мантии, авторы, естественно, постулируют перспективность всего разреза осадочного чехла и земной коры.





Биогенная. Первые публикации относительно возможной нефтегазоносности больших глубин, с позиций органической теории происхождения, относятся к середине 80-х годов прошлого столетия. Основываясь на изучении углеводородного потенциала пород и термодинамических параметров, авторы делали вывод о растянутой зоне нефтегазообразования и перспективности глубин более 7 км.

Комбинация двух основных гипотез, например, таких, как глубинно – биогенная, по существу, близка к абиогенной и специально не рассматривается.

К середине 20 столетия дискуссия начала затухать, главным образом, благодаря практике поисково-разведочных работ, полностью основанной на органической теории. Редкие практические попытки бурения вне осадочных бассейнов закончились неудачей, и органическая теория окончательно утвердилась в качестве базы для прогнозирования и поисков нефти и газа.

В 2008-2010 годах открытие месторождений нефти на глубине 10, 6 км в Мексиканском заливе и обнаружение углеводородов, явно не связанных с биосферой, в Атлантическом океане, вновь сделало проблему нефти на больших глубинах актуальной.

Прогресс развития любой теории и создание новой парадигмы связаны, как правило, с тремя факторами.

1. Развитием новых технологий и инструментов, существенно расширяющих возможности исследований;

2. Получением на основе применения этих технологий и инструментов принципиально новых данных;

3. Построением общей гипотезы на текущий момент, не противоречащей полученным новым данным.

За последние десятилетия были усовершенствованы имеющиеся и разработаны различные модификации сейсмических и других геофизических методов, включая трехмерную и четырехмерную сейсмику.

На основе применения этих методов выявлены субвертикальные геологические тела различной морфологии и уровня заложения, связанные как с осадочным чехлом, так и более глубокими слоями земной коры.

Установлены региональные субгоризонтальные зоны разуплотнения (волноводы) в осадочном чехле и земной коре, пространственно коррелируемые с очагами землетрясений и глубинами генерации углеводородов. Субвертикальные и субгоризонтальные геологические тела образуют трехмерный каркас осадочного чехла.

Установлены существенные различия в строении и свойствах осадочного чехла различных структурных этажей (характер складчатости, плотность разрывных нарушений, флюидонасыщенности) Широкое внедрение методов космической геодезии (GPS), а также телеметрических систем регистрации землетрясений, позволило выявить направление смещений отдельных блоков, уточнить границы известных и выявить новые разломы, характер процессов в очагах землетрясений, динамику их миграции, отдельные интервалы и поверхности, маркируюшие различные стратиграфические диапазоны и сейсмогенные структуры.

Революционные изменения в средствах измерения и разработки принципиально новой аналитической техники позволило изучить в массовом объеме изотопно-геохимические характеристики пород и флюидов месторождений углеводородов и грязевых вулканов. Было показано, что генерация углеводородов и других флюидов происходит при различных процессах за счет различных источников в широком интервале глубин как в осадочном чехле, так и в более глубоких горизонтах земной коры, а миграция характеризуется многофазностью.

Развитие компьютерных технологий, математического и физикохимического моделирования позволило синтезировать многочисленные фактические данные и создавать адекватные модели эволюции геологической среды.

Для осмысления и взаимной увязки новых фактических данных предложены новые представления и модели формирования залежей углеводородов.

Постулируется, что осадочный чехол, как по горизонтали, так и по вертикали состоит из автономных блоков, характеризующихся собственной динамикой и условиями генерации углеводородов. Блоки на больших глубинах представляют собой зону затрудненного массообмена, высоких давлений, и по существу, метастабильную систему. Метастабильность системы связана как с затрудненным флюидообменом, так и с генерацией и миграцией вторичных флюидов за счет различных источников и процессов (термохимических, метаморфических, магматических). Релаксация системы происходит при изменении механических и термодинамических условий за счет фазовых переходов различного типа. Вероятнее всего, эти процессы связаны с процессами в насыщенных углеводородами (другими газами) поровых водах, с распадом газогидратов, трансформацией глинистых минералов, возникновением импульсов отрицательного давления и другими явлениями. Фазовые переходы резко изменяют характеристику среды и интенсифицируют динамические процессы.

Такие процессы предложено называть «возбуждением среды», а зоны, где эти процессы протекают, «очагами возбуждения». Спонтанное возбуждение среды, а также другие виды дилатансии, приводят к переводу вещества из твердотельного в состояние горного раствора.

Образуются так называемые волноводы. Пониженная плотность горного раствора приводит к инверсии плотностей и возникновению адвективных, возможно, конвективных процессов, образованию специфических структурных форм, например, диапировых, и складок пучения, покровов и др. Волноводы в осадочных бассейнах генерируют широкий спектр колебательных движений, от долгопериодных до высокочастотных, являющихся важным фактором миграции флюидов. Генерация и миграция углеводородов носит полигенный, циклический характер. Накопление углеводородов может происходить в геологических телах произвольной формы, может происходить синхронно с миграцией и формированием структурных форм. Возможность сохранения углеводородов в промышленных объемах определяется только интенсивностью обменных процессов. Предлагается, что существующая парадигма поисков должна быть дополнена новыми положениями. Наряду с картированием структур и резервуаров, на больших глубинах предлагается основной упор делать на выявление очагов образования и миграции осадочных растворов и углеводородов.

Практические задачи, которые необходимо решать для усовершенствования технологии поиска месторождений углеводородов на больших глубинах:

1. Разработка и усовершенствование методов картирования очагов возбуждения.

На сейсмических профилях очаги возбуждения должны фиксироваться в виде зон инверсии скоростей сейсмических волн и характеризоваться другими особенностями, связанными с хаотическим расположением отражающих площадок. Возбуждение в углеводородной среде (фазовые переходы) должны сопровождаться возникновением импульсов сверхвысокого давления (положительного и отрицательного) и рядом динамических эффектов, связанных с перемещением разуплотненного осадочного материала. Эти динамические эффекты должны фиксироваться в реальном масштабе времени. Координаты очагов извержений грязевых вулканов, мелкофокусных землетрясений и других динамических процессов должны маркировать зоны интенсивного образования и накопления углеводородов.

2. Разработка и усовершенствование методов картирования каналов, времени и масштабов миграции углеводородов.

Современные динамические процессы и миграция флюидов вырабатывает в осадочном чехле субвертикальные каналы причудливой формы, заполненные разуплотненным осадочным материалом. Эти каналы значительно более проницаемы, чем матрица пород. В зависимости от интенсивности и времени миграции, степень разуплотнения и консистенция осадочного материала меняются. Эти особенности отражаются на сейсмических диаграммах различным «сейсмическим имиджем». Выявленные сейсмическими методами субвертикальные геологические тела, их объем, распределение в разрезе, сравнительный стратиграфический возраст (в ряде случаев, возможно на основе прямого изучения вещества определить и их абсолютный возраст) позволяют в ряде случаев определить время, последовательность и направление миграции углеводородов, а также их сравнительную интенсивность.

Комбинация аэрокосмических и геохимических методов позволяет достаточно четко фиксировать места современной разгрузки углеводородов для условий суши и, особенно, моря как по прямым признакам (геохимические аномалии), так и косвенным (кальдеры проседания, покмарки). Сравнительная интенсивность миграции определяется на основе интенсивности выходов, геохимических аномалий и других морфологических особенностей посредством комплексного мониторинга в реальном масштабе времени. По существу, предлагается, возродить прямые геохимические методы на новой технологической базе.

3. Усовершенствование методов картирования ловушек сложной конфигурации, оценка параметров резервуаров.

Значительная роль конвективных процессов в формировании структуры осадочных пород способствует формированию структур не только антиклинального типа, но и большого разнообразия неструктурных и гидродинамических ловушек. В частности, помимо традиционных, представляют также интерес ловушки сложной формы, связанные с миграцией палеорусел рек, с клиноформенными телами, структурами оползневого генезиса. Особый интерес представляют собой структуры протыкания и другие формы, связанные с адвекцией разуплотненных глинистых и песчаных масс. В целом, интерес представляют любые резервуары и ловушки. Их продуктивность и объемы углеводородов, как уже отмечалось, определяются только временем существования ловушки и интенсивностью обменных процессов.

Таким образом, есть все основания полагать, что мы на пороге формирования парадигмы поисков углеводородов на сверхглубинах. В предлагаемой парадигме постулируется автономность развития отдельных блоков, их структур и свойств, формирование осадочных растворов и их роль в флюидодинамики в формировании структуры и свойств осадочного чехла, путей и времени миграции, накоплении углеводородов в геологических телах произвольной формы.

Поскольку очаги возбуждения, фактически, являются зонами постоянной генерации углеводородов, существуют условия для постоянного восполнения объемов нефти и газа в резервуарах.

Разработка методов использования таких резервуаров, основанная на постоянном восполнении, является задачей будущих исследований.

ГЛОБАЛЬНЫЕ ИСТОЧНИКИ ЭНЕРГИИ ЗЕМЛИ И

МЕХАНИЗМ ФОРМИРОВАНИЯ ГИГАНТСКИХ

МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Институт проблем нефти и газа РАН (Россия) 1. Внешние проявления эндогенных источников энергии Земли – землетрясения, извержения вулканов и т.п. – широко известны, достаточно хорошо изучены. Источники глобальной эндогенной энергии связаны с процессами в ядре и мантии. Они питают энергией мантийные плюмы, обеспечивают реализацию глобальных тектонических процессов, формируют эндогенные потоки энергии.

2. Эндогенные потоки энергии переводят природные микрокомпоненты геологической среды (микрогенераторы, микроосцилляторы, микрорезонаторы) в когерентное состояние, что определяет формирование стабильных пространственно-временных диссипативных геологических структур.

Стабильные диссипативные структуры являются открытыми системами, которые обеспечивают различную степень утилизации и диссипации энергии. При этом возможна:

• аккумуляция энергии, что приводит к формированию зон с избыточной энергией;

• трансформация энергии;

• диссипация энергии.

Аккумуляция энергии реализуется при отклике открытой геологической системы на эндогенное энергетическое воздействие и в значительной мере зависит от свойств открытой системы.

Диссипация энергии обеспечивает стабильность существования геологической структуры как диссипативной на потоке эндогенной энергии. При изменении интенсивности энергетического потока изменяются параметры пространственно-временной диссипативной структуры и ее возможности диссипации энергии и производства энтропии.

3. Установлена связь энергетических и флюидодинамических процессов.

Аккумуляция энергии и флюидов определяет работу коровых волноводов в режиме дилатансии с накоплением флюидов. Уменьшение степени энергетического воздействия переводит коровые волноводы в режим компакции.

Аккумуляция энергии приводит к формированию энергоактивных зон, которые определяют интенсивность флюидодинамических процессов в верхней коре с формированием флюидизированных очагов, грязевых вулканов и субвертикальных геологических структур, детальный механизм образования которых предложен соответственно Б.М. Валяевым и И.С. Гулиевым.

Трансформация энергии это не только переход одного вида энергии в другой как, например, сейсмической или упругой энергии в электромагнитную энергию. Это – преобразование упругой энергии в энергию химических связей и реализация минерального синтеза углеводородов.

4. Динамические процессы в геосферных оболочках реализуются в виде постоянного потока энергии и вещества из недр Земли. Энергетический поток в целом является функцией глубинного режима Земли.

Формирование энергетического потока в значительной мере обусловлено взаимодействием автоволновых полей, и именно автоволновые процессы обеспечивают концентрацию и адресность энергетического воздействия.

Автоволновое взаимодействие полей приводит к концентрации энергии, формированию своеобразных «ядерных котлов» и переводит системы в крайне неустойчивое, неравновесное состояние. Неустойчивость этих систем приводит к выбросу энергии, когда энергия автоволновых полей концентрируется и может достичь поверхности Земли.

Подобные условия способствуют формированию зон разломов и каналов, по которым обеспечивается энергичный транспорт глубинных флюидов с образованием крупных и уникальных месторождений нефти и газа.

ОСОБЕННОСТИ ФОРМИРОВАНИЯ УВ СИСТЕМ

НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ

В.Г. Мартынов, В.Ю. Керимов, А.В. Лобусев Недавние открытия в Мексиканском заливе гигантских месторождений нефти Тьюпи и Тибр на глубине 8-10 км, в Южно-Каспийской впадине промышленных месторождений УВ на глубине до 7 км и более, подтвердило предположения нефтегазоносности больших глубин.

В интервале глубин 4500-8103 м уже разрабатывается более зарубежных месторождений нефти и газа, причем их начальные суммарные извлекаемые запасы соответственно составляют 7% от мировых запасов нефти и 25% от запасов газа. На этих глубинах в Египте, Италии, Мексике, Франции и США разведано около 47% их общих запасов газа, а в интервале глубин 4500-6668 м в Аргентине, Италии, Ливии, Мексике, США и Тринидаде-Тобаго выявлено более 31% текущих извлекаемых запасов нефти этих стран. В Мексике и США коэффициент промышленных открытий нефти и газа на больших глубинах достигает 50-71%. В бассейнах Мексиканского залива, Пермском, Анадарко, впадин Калифорнии и Скалистых гор в глубокопогруженных горизонтах открыто более 225 месторождений и залежей, в том числе и такие крупные, как Гомес, Локридж, Койаноза, Торо, Хемон, Рохо, Кейлон-Айсленд и другие. Во впадинах Анадарко и Делавер пробурены глубочайшие в мире скважины, впервые вскрывшие отложения на глубинах 8600-9500 м. Скважина Юниверсити-1-17 была пробурена в 1972 г. в Западном Техасе в погруженной части впадины Делавер (Пермский бассейн). При окончательном забое на глубине 8687 м скважина вскрыла карбонатный комплекс элленбергер (кемброордовик) при пластовом давлении 830 кгс/см2 и пластовой температуре 204 оС. При опробовании был получен небольшой газовый приток.

Скважина Берта-Роджерс-1 закончена бурением в 1974 г. на рекордной глубине 9588 м во впадине Анадарко.

В сентябре 2009 г. компания Бритиш Петролеум объявила об открытии гигантского месторождения в Мексиканском заливе в территориальных водах США на глубине 10690 м на площади Тибр (Tiber Prospect,). Найдено оно было в каньоне Keathley, приблизительно в 250-ти милях к юго-востоку от Хьюстона. Открытие действительно уникальное. Впервые на таких глубинах открыто месторождение нефти промышленного значения. По предварительным данным запасы месторождения оцениваются от 3 до 4 миллиардов баррелей нефти, то есть это гигантское месторождение В ранее открытом нефтяном месторождении Каскида продуктивны те же отложения (глубина – м, глубина водного слоя – 1770 м, запасы – 410 млн.т).

Гигантское месторождение нефти Тьюпи открыто в 2008-2009 гг.

в бассейне Сантос (Бразилия). Предварительно оцененные запасы составляют от 5 до 8 млрд. баррелей, что равно 40% запасов, открытых за всю историю Бразилии. Три нефтяные компании под руководством корпорации «Шеврон» обнаружили на шельфе Мексиканского залива на глубине 8,5 км ниже уровня моря гигантский нефтяной бассейн, объем которого может составить от 3 до 15 млрд. баррелей углеводородного топлива. К настоящему времени пробурено значительное число скважин глубже 9 км. Кроме известной Кольской сверхглубокой скважины, пробурены также Тибр (Мексиканский залив) 10685 м, Берта-Роджерс (Анадарко) 9583 м, Бейден-Юнит (Анадарко) 9159 м, КТВ (Hauptbohrung-Германия) 9100 м Еще несколько десятилетий тому назад самые глубокие залежи нефти были выявлены в Азербайджане.

Нефть на глубине 6170 м обнаружена на площади Булла-Дениз, Бахар (4400-5040 м). Недавно в Азербайджане было открыто уникальное газоконденсатное месторождение Шах-Дениз с запасами газа 1,2 трлн.м3, где получена продукция (газоконденсат) с глубины порядка 7 км.

Несмотря на вышеизложенное, на сегодняшний день общепринятой технологии оценки углеводородного потенциала и прогнозирования нефтегазоносности до глубин 12-14 км нет. Изучение фундаментальных процессов нефтегазообразования на больших глубинах, как и увеличение ресурсной базы углеводородного сырья и прогнозирование УВ потенциала недр и разработка долгосрочной стратегии развития нефтегазовой индустрии, на наш взгляд, требуют концентрации научных исследований, связанных с совершенствованием теоретических основ формирования УВ систем на больших глубинах.

Основным условием формирования УВ систем в осадочном чехле на больших глубинах является наличие источника УВ, энергии и каналов миграции по естественным дренам, которые образуются в результате складчатых процессов, либо за счет флюидного разрыва и резервуаров различной морфологии. На больших глубинах осадочных бассейнов сушествуют специфические геодинамические процессы, связанные с адвекцией (всплывание) и конвекцией разуплотненных осадочных масс. Формирование складчатости и миграция УВ при этом носит специфический характер. Высказано предположение (Гулиев, 1999 г.), что в зонах разуплотнения пересыщенных флюидами создаются благоприятные условия для фазовых переходов различного типа, например, жидкость – газ, твердое вещество – газ, твердое вещество – жидкость. Эти особые зоны были названы очагами «возбуждения», а геологические тела, образующиеся при таких процессах, «возбужденными» В процессе «возбуждения» за счет спонтанного (геологически мгновенного) выделения больших объемов свободных флюидов происходит разуплотнение осадочных пород.

Исследования также показали, что в кристаллических породах фундамента существует и постоянно формируется хорошо развитая в горизонтальном и вертикальном направлениях мощная сеть трещин, каверн и других полостей, образующих единую систему, т.е развита многопорядковая разломно-трещинно-блоковая структура (K.E. Веселов, И.Н. Михайлов, 1998 г.). Физические и геологические теоретические представления, результаты многочисленных работ по разведке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, анализ результатов сейсморазведочных, гравиразведочных, магниторазведочных и других исследований позволяют с высокой степенью достоверности утверждать, что существуют большие залежи нефти и газа в твердых первично-непористых породах на больших глубинах в породах кристаллического фундамента и субстрата. Эти залежи связаны, главным образом, с зонами трещиноватости и инициированными ими другими коллекторами, что трещинообразование в твердых породах и на больших глубинах является необходимым, закономерным и широко распространенным геологическим процессом. Благодаря этому в земной коре наряду с коллекторами, сформированными первично-пористыми слоистыми породами, существуют системы коллекторов, созданных субвертикальными и межпластовыми трещинными зонами. Эти коллекторы, как и коллекторы, образованные первично-пористыми породами, могут быть связаны между собой и с источниками углеводородов также трещинными зонами. Есть основание предполагать, что запасы углеводородов в трещинных и связанных с трещинообразованием коллекторах весьма значительны.

Необходимо продолжить изучение термобарических условий на больших глубинах с помощью теоретических моделей, а также на основе прямых изучений минеральных ассоциаций (термобарометрия).

Должны быть созданы и усовершенствованы новые технологии прогноза и поисков скоплений УВ в ловушках сложной формыстратиграфического, литологического, гидродинамического, жильного типов и их комбинаций. Новые методики должны основываться на теоретических положениях и критериях, сформулированных на основе фундаментальных исследований процессов генерации, миграции и аккумуляции УВ на больших глубинах.

УГЛЕВОДОРОДЫ БОЛЬШИХ ГЛУБИН – ПЕРСПЕКТИВНОЕ

НАПРАВЛЕНИЕ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ В РОССИИ

В.В.Черепанов1, Н.А.Гафаров1, С.М.Карнаухов1, В.Ю.Керимов Ряд открытий последних лет подтвердило предположения нефтегазоносности больших глубин.

В России успешно осваиваются месторождения нефти и газа на глубинах свыше 4500 м. На Астраханском своде в верхней части резервуара, в башкирских известняках среднего карбона установлена массивная газоконденсатная залежь высотой около 200 м. На 500 м глубже расположен новый этаж нефтегазоносности, где в интервалах глубин 4700-4855 м (нижний карбон), 5535-5623 м и 5817-5971 м (верхний девон) установлены три пластовые залежи нефти и газа. С целью изучения геологического строения и нефтегазоносности подсолевых глубокозалегающих терригенных отложений девона здесь пробурено семь скважин: Володарская-2, Девонские-1, 2, 3, Правобережная-1, Северо-Астраханская-1, Табаковская-1. Скважина Девонская- (забой 7003 м) вскрыла девонские отложения на полную мощность, и при испытании интервала 6522-6459 м было установлено наличие бессернистого метанового газа. Представляет интерес нефтяная залежь в ангидритах, связанная с резервуаром трещинно-жильного типа, имеющим мозаичное строение. В Южном Оренбуржье пробурено 17 скважин глубиной от 4850 м (Нагумановская-2) до 7005 м (ВершиновскаяОткрыты месторождения: Песчаное газоконденсатно-нефтяное (5100-5700 м), Восточно-Песчаное нефтяное (4926 м), Нагумановское нефтяное (около 5000 м). С целью изучения Прикаспийской синеклизы пробурены сверхглубокие скважины: Буранная-1 (живетский ярус среднего девона, забой 6506 м), Каинсайская-1 (нижний девон, забой 6516 м),Каинсайская -2( забой 6581 м), получен слабый приток нефти и газа из девона, Южно-Линевская-1 (верхний карбон, забой 6145 м) и другие. Результатом бурения поисковой скважины 171-Акобинская (2006 г.,забой 5330 м.) открыта газоконденсатная залежь. Залежи нефти и газа на больших глубинах обнаружены на Северном Кавказе – в Западно-Кубанском прогибе: Кошехабльская (фонтан газа до млн.м3/сут., глубина 5122 м), Кузнецовская, Лабинская (5310 м), Темиргоевская (5261-5408 м) и Терско-Каспийском прогибе: ряд нефтяных месторождений на глубинах от 4515 м (Северный Малгобек) до 5800 м (Андреевское) и газовое месторождение Ханкальское (5800 м).

Одной из основных проблем поисков залежей нефти и газа на больших глубинах в условиях жесткого катагенеза является вопрос о сохранности фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов в условиях давлений и температур, отвечающих погружению на глубины 4500-5000 м и более. Коллекторские свойства глубокозалегающих пород обусловлены, главным образом, постседиментационными преобразованиями. Промышленная нефтегазоносность глубокозалегающих горизонтов связана как с терригенными, так и с карбонатными отложениями, находящимися на разных стадиях катагенеза, коллекторы которых представлены всеми разновидностями по типу пустотного пространства. Наиболее широко на больших глубинах распространены коллекторы, в которых пустотное пространство формируется за счет трещиноватости и кавернозности. Очевидно, что сохранность коллекторов с погружением их на большие глубины связана с проявлением целого ряда факторов, влияние которых на различных стадиях катагенеза неоднозначно.

Большое значение имеет обоснование нижней границы распространения УВ скоплений в осадочных бассейнах. Так как процесс трансформации нефтегазогеологических свойств на глубине протекает нелинейно, волнообразно, существует возможность наличия залежей УВ на глубинах 10-15 км. (Соколов, 1988). Вопрос о разрушении нефтяной фазы с глубиной по мере ужесточения термобарических условий однозначно не решен. Анализ результатов сверхглубокого бурения позволяет сделать ряд выводов в пользу нефтегазоносности больших глубин. Промышленная нефтегазоносность недр на больших глубинах в зонах мезо- и апокатагенеза установлена поисково-разведочными работами в межгорных и предгорных впадинах складчатых областей, в прогибах эпигерцинских платформ и в депрессиях эпиплатформенных орогенных систем.

Рис.1. Сравнительный анализ катагенетической зональности в разрезах В целом на глубинах более 7 км наблюдаются следующие общие тенденции и закономерности нефтегазоносности: увеличение доли газов и газоконденсатов по мере увеличения степени катагенеза ОВ пород (на обычных глубинах газовые залежи часто наблюдаются в более верхних горизонтах); рост доли метана в газах от под стадий мезокатагенеза к под стадиям апокатагенеза; преобладание коллекторов сложного типа с вторичным генезисом пустотного пространства; сушествует сложная система взаимовлияния термобарических факторов и распределения нефтегазоносности на больших глубинах, необходимо учитывать, что на начало генерации и фазовое распределение УВ по разрезу влияют в большей степени развитие АВПД а также палеотемпературы, которые могли значительно отличаться от современных (порою на 350°С и более) в зависимости от возраста отложений.; аккумуляция скопления УВ в ловушках сложной формы - стратиграфического, литологического, гидродинамического, жильного типов и их комбинаций.

Таким образом, можно считать, что этап поисков нефти и газа до глубин 7 км уже пройден. Он, несомненно, продолжится еще десятилетия – будут уточняться методические основы, появятся новые факты и т.д. Однако, очевидно, мы находимся в начале нового этапа поисков нефти и газа, этапа глубин 7-14 км. Учитывая высокую перспективность поисков УВ глубокопогруженных отложений российских недр, проведение исследований в этом направлении представляется весьма перспективным, как с точки зрения изучения фундаментальных процессов нефтегазообразования, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса.

Результаты проведенных исследований последних лет - бассейновое моделирование, изотопно-геохимические исследования по степени зрелости органического вещества нефти и газов показывают, что углеводородный потенциал пород глубоких осадочных бассейнов Каспийско-Черноморского региона, Прикаспийской мегасинеклизы, Предуральского и Предкавказского прогибов, а также в прогибах эпигерцинских платформ и эпиплатформенных орогенных систем, учитывая огромную мощность осадочного чехла (до 30-32 км) и низкий тепловой поток, аномально высокие пластовые давления, реализован только на 30% что позволяет рассчитывать почти на двукратное увеличение потенциальных ресурсов УВ РФ.

ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ БОЛЬШИХ

ГЛУБИН В ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ МЕГАВПАДИНЕ,

СВЯЗАННЫХ С КРИСТАЛЛИЧЕСКИМ ФУНДАМЕНТОМ

Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия E-mail: mehman.muxtarzade@hotmail.com Сегодня выявление месторождений и нефтегазопроявлений в кристаллических породах фундамента (КПФ) является не случайностью, а вполне закономерным результатом глубоких научных исследований с позиции новой глобальной тектоники плит. Так, например, установлено, что в одной только Западной Сибири 2,5 млн. км2 площади является продуктивной на нефть и газ. На Африканском континенте запасы нефти и газа 97 месторождений частично или полностью связаны с КПФ. В 15 нефтегазоносных бассейнах Евразии в КПФ выявлено более 138 месторождений. В Европе в Паннонской межгорной впадине в КПФ открыто более 15 месторождений. В целом в мире в верхнем слое фундамента открыто до 450 скоплений нефти и газа, расположенных в основном на территориях платформ и межгорных впадин.

Даже далеко не полный перечень примеров позволяет заключить, что верхняя часть фундамента является глобально нефтегазоносным этажом литосферы. Очевидно, это связано также с наличием в фундаменте континентов верхнего слоя мощностью 8-15 км с блоковым строением, осложненный сетью многочисленных трещин и разномасштабных разрывов. Эти факты указывают на то, что и у Южно-Каспийской межгорной мегавпадины с осадочным чехлом в 24 км и уникальным углеводородным потенциалом КПФ должны быть весьма перспективны на нефть и газ.

В этой связи в Мурадханлинском месторождении Евлах-Агджабединского прогиба ЮКМВ эффузивные породы андезитовых порфиритов верхнего мела содержат залежи нефти промышленного значения. Это имеет место и в ряде других месторождений данного прогиба.

Следует отметить, что здесь положение вулканогенных образований в осадочном разрезе благоприятствует их насыщению как из надстилающих, так и подстилающих осадочных толщ мезозойского возраста, что свидетельствует о больших потенциальных возможностях мощных карбонатно-терригенных мезозойских отложений насыщать УВ пустотные пространства КПФ.

Известно, что коллектора в КПФ носят трещиновато-кавернозный характер. Однако в ряде случаев кровельная часть фундамента до сотен метров вглубь может быть представлена преимущественно непроницаемыми или плохопроницаемыми породами. Нефтенасыщенными же комплексами фундамента могут быть как кора выветривания (в Мурадханлах), так и непосредственно КПФ осложненные трещиноватостью.

Между тем трещиноватые коллектора в зависимости от геодинамических условий способны изменять свои емкостные характеристики.

В условиях сжатия они могут частично или даже полностью сомкнуться, «перекачав» содержащиеся в них флюиды в коллектора с первичной пористостью, а в условиях растяжения они, раскрываясь, будут всасывать флюиды из окружающей среды. Эффузивные образования Куринской впадины имеют максимальную мощность 4000 м в наиболее прогнутой части Евлах-Агджабединского прогиба и осложнены разномасштабными дизьюнктивами, а синклинальная форма свидетельствует об их подверженности изгибовым деформациям под воздействием сжимающих напряжений. В этой связи эффузивы, будучи компетентными породами, в их подошвенной части могут быть осложнены сетью трещин растяжения благоприятной для формирования скоплений флюидов.

Известно, что разломам земной коры и другим разномасштабным дизьюнктивам отводится важная роль в вопросах образования трещинно-кавернозных коллекторов, миграции и формирования залежей углеводородов. Их принципиальное отличие как ловушек, от структурных состоит в том, что они осуществляют не структурный, а резервуарный контроль за залежами нефти и газа.

Разломная тектоника ЮКМВ характеризуется относительно густой сетью субмеридионально и субширотно ориентированных взаимопересекающихся глубинных разломов, придающих поверхности фундамента клавишное строение. Они позволяют прогнозировать зоны трещиноватости и дробления не только в осадочном чехле, но и в кристаллическом фундаменте. Об этом же свидетельствуют газогрязевые вулканы ЮКМВ (Солахай, Айрантекян, Хамамдаг, Дуровдаг, о. Лось и др.), развитые над зонами дробления в КПФ и выбрасывающие в атмосферу значительно большее количество газа, чем другие, а также обломки пород древнее глубины залегания их корней. Эти факты позволяют заключить, что глубинные разломы ЮКМВ обеспечивают вертикальную разгрузку глубинных флюидов и в осадочном чехле.

Как и все нефтегазоносные бассейны, ЮКМВ является открытой флюидодинамической системой, постоянно выносящей на дневную поверхность различные флюиды, в том числе и углеводородные. Согласно Ф.Г. Дадашеву и др. в районе Абшеронского полуострова только посредством грязевых вулканов на дневную поверхность выносятся миллиарды м3 газа и миллионы т. нефти. Это свидетельствует о высоком нефтегазогенерационном потенциале литофациальных комплексов ЮКМВ, в том числе и непосредственно контактирующих с КПФ - мезозойских, способных при благоприятных структурно-тектонических и геодинамических условиях насыщать флюидами пустотные пространства КПФ.

Несмотря на то, что ЮКМВ характеризуется очень большой мощностью осадочного выполнения, в ее пределах есть выступы фундамента с доступной глубиной залегания и в ряде случаев с нефтегазоносными надстилающими осадочными толщами. Так, например, к таким участкам относятся Талыш-Вандамский выступ протяженностью более 300 км при ширине 30-40 км, в Шемаха-Гобустанском районе площади Мадраса, Ангехаран, Астраханка с естественными выходами нефти и развитым грязевулканизмом. Несомненный интерес представляют также зоны дробления в узлах пересечения разломов.

Для объективной оценки перспектив нефтегазоносности выступов КПФ в ЮКМВ необходимо определить нефтегазогенерационный потенциал облекающих их осадочных толщ. В этой связи в большинстве случаев промышленная нефтегазоносность смежных территорий позволяет положительно оценить этот вопрос.

В ЮКМВ КПФ изучены лишь по скоростям сейсмических волн.

Вследствие этого для успешного проведения в КПФ поисково-разведочных работ на нефть и газ необходимо изучение их состава и глубинного строения на основании комплекса геолого-геофизических и буровых работ.

Высокие темпы добычи нефти и газа в Азербайджане требуют освоения и открытия новых нефтегазоносных объектов на доступных глубинах как осадочного чехла, так и фундамента ЮКМВ.

УСТНЫЕ ДОКЛАДЫ

СЕКЦИЯ "Нефтяные системы больших глубин"

ГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ

ОТЛОЖЕНИЙ СО СВЕРХВЫСОКИМИ ДАВЛЕНИЯМИ

В ЮЖНО-КАСПИЙСКОМ БАССЕЙНЕ:

ВОЗМОЖНОСТИ И ПРОБЛЕМЫ

Г.Райли1, А.Джавадова2, С. Грант1, С. Дуппенбеккер1, Разведка и добыча углеводородов в Южном Каспии характеризуется обычной прогрессией от неглубоких резервуаров на суше до глубокопогруженных в морской части бассейна в глубоководье. Данный процесс является прямым результатом технологического прогресса во многих областях геофизики, бурения и инженерного оборудования.

Несмотря на имеющиеся технологии, которые требуются для устойчивой добычи углеводородов в Южном Каспии (повышение коэффициента нефтеотдачи, выявление плохо различимых разведочных целей при помощи 3D сейсмики, разработка нетрадиционных коллекторов), мы уверены, что добыча из глубоких резервуаров будет еще одним значительным шагом на пути к успеху. Существует несколько факторов, которые в совокупности сохраняют качество коллекторов и углеводороды на больших глубинах Южного Каспия: 1) низкие геотермальные градиенты, равные приблизительно 170С/км, сохраняющие углеводороды и ограничивающие кварцевую цементацию в аренитовых песчаниках; 2) быстрая скорость осадконакопления, более 3 км за 1 млн. лет, создающая сверхвысокие давления и, таким образом, препятствующая сжатию, приводящему к потере пористости.

Глубокопогруженные резервуары находятся под главными морскими структурами, и недавно компания BP в Азербайджане обнаружила подвижные углеводороды и качественные коллекторы на месторождении Шах-дениз на глубине более 7000 м и давлении в резервуаре более 20,000 PSI (1400 атмосфер).

Однако, выявление углеводородов на этих глубинах является лишь началом. Безопасность разведки, а также последующая разработка требуют значительных совершенствований и интеграции новых технологий. Прежде всего, разработка системы скважин, при которой возможно вести безопасное бурение и добычу при давлениях от 15, до 20,000 psi, является важнейшим моментом в осуществлении добычи газа при высоких давлениях и извлечении потенциала бассейна.

ТЕРСКО-КАСПИЙСКИЙ ПЕРЕДОВОЙ

ПРОГИБ – ПЕРСПЕКТИВЫ ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ

ОТЛОЖЕНИЙ НА НЕФТЬ И ГАЗ

E-mail: I_Istratov@vniigaz.gazprom.ru Региональные мезозойские углеводородные системы Терско-Каспийского передового прогиба (ТКПП) установлены в верхнеюрских карбонатных, нижнемеловых и верхнемеловых - палеоцен-эоценовых карбонатно-терригенных отложениях, а в Восточном Предкавказье в целом – еще и в нижнее-среднетриасовых, нижнее-среднеюрских образованиях, возможно перспективных на площадях ТКПП.

Расположенные на платформенном борту ТКПП параметрические скважины Дружба 1 (забой минус 5354 м) - вскрыла каменноугольные отложения, а расположенная еще южнее Бурунная 1 (забой минус м) так и не вышла из верхнего триаса.

Анализируя характер соотношения структурных планов ТКПП, следует обратить внимание на то, что геологическое строение территории существенно усложняется с глубиной. Если напряжения, обусловленные движением блоков фундамента, проявлялись в миоценовых породах через пластичную глинистую толщу нижнего миоцена - олигоцена, отражая ее своеобразную тектонику, то меловые и юрские породы подверглись диастрофизму сильнее. Развитие трещиноватости горных пород и частичное смещение сводов современных поднятий по верхнему мелу в северо-западном направлении вследствие тангенциально-радиальных тектонических напряжений в предакчагыльскую и предантропогеновую фазы альпийского тектогенеза явились определяющими факторами формирования так называемых "висячих" или "деструктивных" (ИГиРГИ) залежей, характерных для северного (Притеречная и Советско-Галюгаевская зоны) и южного (Черногорская зона) бортов прогиба. Геодинамическая активность территории, о чем свидетельствуют ее повышенная сейсмичность, дифференцированный характер подвижек блоковых структур земной коры, фиксируемых инструментальной съемкой, продолжает оказывать влияние на переформирование залежей углеводородных флюидов.

К 1990 г. в Терско-Сунженской зоне дислокаций в разработке и пробной эксплуатации находилось 40 залежей, по 17 выработанность запасов составляла 91-98%, по 9 – 70-90%. Добыто 420 млн т нефти, 45,5 млрд м3 попутного нефтяного и 640 млн м3 свободного газа. К верхнеюрским отложениям приурочено четыре – на Даттыхской, Заманкульской, Малгобек-Вознесенской, Харбижинской площадях. Например, в скважине 15 Харбижин верхнеюрские отложения вскрыты в интервале 5002 – 5170 м. Небольшой приток нефти с газом получен из интервала 5090 – 5170 м. Полный анализ нефти отсутствует, плотность ее 0,8112 г/см3, содержание серы 0,26%.

Из “подсолевых” отложений получен промышленный приток газа на Даттыхском месторождении из скважины 12. Отмеченные отложения вскрыты в интервале 4130 – 4394 м. Газ получен при опробовании испытателем пластов из интервалов 4118 – 4241 м (расчетный дебит 40 тыс.

м3/сут) и 4265,5 – 4309 (расчетный дебит 770 тыс. м3/сут). После перфорации из интервала 4356 – 4374 м получен газ с дебитом 10 тыс. м3/сут.

Это подчеркивает высокие перспективы газонефтеносности юрских отложений не только Черногорской моноклинали, но и всей ТСЗД.

Дальнейшие перспективы газонефтеносности юрских “межсолевых” и “подсолевых” отложений ТСЗД связываются с первоочередными поисками залежей углеводородов в ловушках массивного типа на Арак-Далатарекской, Ахловской, Брагунской, Малгобек-Вознесенской, Старогрозненской, Эльдаровской площадях. Перспективно также бурение скважин на Заманкульской, Карабулак-Ачалукской, СевероЗаманкульской, Северо-Малгобекской и других площадях. Приоритетными объектами поисков залежей газа и нефти является “межсолевая” и “подсолевая” юра, “надсолевая” юра + валанжинский комплекс.

Меловые отложения в пределах рассматриваемого региона также перспективны на глубинах более 4500 м в ТСЗД (скв. 1007 Алханчуртская, нефть из верхнего мела + палеоцен-олигоцен, минус 5800 м; скв.

11 Ханкальская, газ из альба, минус 5800 м) и Терско-Сулакской впадине (скв.3 Бабаюртовская, легкая нефть из альба, минус 5365 м).

Установлена закономерность, что на большей части своего распространения карбонатные отложения характеризуются ухудшенными ФЕС. Несмотря на низкие значения коллекторских свойств, определенных по керновому материалу (полная пористость известняков верхнего мела изменяется от 1,12% до 19,3%, проницаемость составляет 0,002 - 0,8 мкм2), эти значения не лимитируют высокую нефтеотдачу и дебиты по скважинам достигали 6000 куб. м / сут. Нефтегазоносность приурочена к приразломным зонам, отличающихся сильной трещиноватостью и раздробленностью.

На рассматриваемой территории (прежде всего, в Петропавловской впадине) продолжают оставаться высокоперспективными “узлы” пересечения разломов, где, как известно, развиты коллекторы трещинного и смешанного типов. Глинистая толща олигоцена и нижнего миоцена служит надежной экранирующей покрышкой для верхнемеловых пород-коллекторов, часто образующих единый резервуар с палеоценэоценовыми отложениями.

ПРИРОДА ГЛУБОКОЗАЛЕГАЮЩИХ

НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ РЕЗЕРВУАРОВ

Институт геологических наук

НАН Украины, Черниговское отделение Украинского государственного геологоразведочного институт В перспективе глубокозалегающие комплексы крупнейших прогибов мира – это, возможно, главный источник УВ сырья. Поэтому вопрос о природе глубокозалегающих нефтегазоносных резервуаров относится к первоочередным. Следует отметить и его большое теоретическое значение, благодаря тесной связи с вопросами генезиса нефти и газа, геотермодинамики процессов в флюидно-породных системах при больших давлениях и температурах, геодинамического мониторинга и т.д.

В глубокозалегающих отложениях, как и в породах кристаллического фундамента или промежуточных комплексов, в продуктивных горизонтах проявляются необычные для осадочных резервуаров нефти и газа на глубинах менее 4 км морфогенетические, флюидодинамические и геохимические особенности. Граница, разделяющая обычные и большие глубины промышленной нефтегазоносности, сейчас принимается на уровне 4000-4500 м. В глубоких нефтегазоносных бассейнах (НГБ) разного тектоно-геодинамического типа, при широком возрастном диапазоне (докембрий-кайнозой), разнообразии состава формаций и различной степени их региональных преобразований, именно этот уровень в статистически значимом большинстве разрезов глубоких скважин характеризуется изменениями геотермодинамических (появление сверхвысоких пластовых давлений, существенное повышение пластовых температур), петрофизических (коренное изменение природы порового пространства и генетических типов коллекторов), гидрогеологических (проявления гидрогеологической инверсии) условий нефтегазоносности. Все это существенно влияет на различные характеристики залежей нафтидов. Среди углеводородных флюидов на фоне широкого фазово-геохимического диапазона (от твердых битумов и тяжелых нефтей до сухих метановых газов) начинают преобладать различные типы газоконденсатов с появлением метастабильных парогазовых систем в сверхкритическом или близком к критическому состоянии и других признаков резкого повышения роли ретроградных явлений. В сочетании с отмеченными петрофизическим изменениями это зачастую обусловливает необычный характер водонефтяных, газоводонефтяных контактов, ослабление явлений гравитационной сепарации и капиллярного экранирования, что в свою очередь, может приводить к частичной или даже полной литологической инверсии коллекторских и экранирующих свойств, смещения залежи относительно оптимальных структурных или седиментационно-палеогеоморфологических условий нефтегазонакопления. Это одна из причин возрастания глубиной роли нетрадиционных морфогенетических типов ловушек, связанных с литолого-эпигенетическими (в частности, гипогенно-аллогенетическими) факторами разуплотнения (кавернозно-вторичнопоровые, трещинно-жильные, штокверковые и другие формы резервуаров).

Судя по данным сверхглубокого бурения, роль вышеуказанных явлений резко возрастает на глубинах более 6 км. С этой точки зрения интервал 4-6 км следует рассматривать как переходный между обычными и сверхбольшими глубинами. Значение изучения предпосылок и закономерностей нефтегазоносности больших (более 4 км) и сверхглубоких (более 6 км) глубин определяется тем фактом, что преобладающая часть (не менее 70%) НГБ мира с доказанной промышленной нефтегазоносностью на глубинах до 4 км имеют мощность осадочного чехла больше 6 км. В то же время скважины глубже 6000 м пробурены не более чем в 20% НГБ.

Но несмотря на такую низкую в целом степень глобальной изученности НГБ, промышленная нефтегазоносность глубокопогруженных комплексов доказана в 30 НГБ, где открыто свыше 100 месторождений с залежами на глубинах более 6 км. Это преимущественно рифтогенные НГБ, характеризующиеся максимальными плотностями распределения углеводородных ресурсов в глубокозалегающих комплексах надрифтових и собственно рифтовых этажей нефтегазоносности. Еще более благоприятные условия для нефтегазонакопления на (сверх)больших глубинах можно предполагать в субдукционных и коллизионных НГБ, где благодаря их тектоно-геодинамическим особенностям мощный осадочный чехол характеризуется аномально «растянутой» шкалой катагенеза, большим глубинным, стратиграфическим и формационным диапазонами нафтидогенеза и нефтегазоносности. Новейшие геотермические расчеты и данные геохронологически-геотермобарического моделирования региональноэпигенетических (автогенетических) изменений осадочных формаций свидетельствует о том, что в рифтогенных НГБ без признаков значительной тектонической инверсии (т.е. без появления линейной складчатости) поверхность зоны метагенеза расположена на глубинах 8-10 км, а в субдукционных НГБ она может погружаться на глубины до 20 км.

В мире существует только несколько НГБ, уровень изучения глубокозалегающих комплексов которых позволяет рассматривать их как регионы-полигоны для исследования вышеуказанных факторов нефтегазоносности. Это, прежде всего, рифтогенные (авлакогенные) прогибы в пределах докембрийских платформ – Делавэр, Анадарко (Северо-Американская платформа) и Днепровско-Донецкий (Восточно-Европейская платформа). В последнем на глубинах более 5 км отрыто 30 месторождений (20 газоконденсатных, 8 газовых, 2 нефтегазоконденсатных). Наибольшая глубина получения промышленного притока газа в ДДВ достигает 6300 м (Перевозовское газовое месторождение, скв.1, абс. дебит тыс. м3/сут). Максимальные дебиты газа из глубокопогруженных коллекторов получены на Сахалинском нефтегазоконденсатном (скв. 14, 4755м, горизонты В-22В-21, 2722 тыс. м3/сут), Валюховском газоконденсатном (скв. 1, 5347-5393 м, горизонт Т-1, 2240 тыс. м3/сут; скв. 1, 5198-5213 м, горизонт В-26, 1968 тыс. м3/сут), Рудовском газоконденсатном (скв. 1, 5750-5790 м, горизонт Т-1, 1020 тыс. м3/сут) месторождениях при начальных пластовых давлениях в диапазоне от 52 до 60 МПа и пластовых температурах 124138°С. Все соответствующие залежи (и преобладающая часть других известных промышленных скоплений УВ) связаны с вторичнопоровыми коллекторами, осложненными разнообразными диаклазами. Они представляют собой исключительно благоприятный объект для изучения природы нефтегазоносных резервуаров в глубокозалегающих продуктивных горизонтах.

В докладе по данным изучения глубокозалегающих продуктивных горизонтов различных рифтогенных НГБ обоснована ведущая роль гипогенно-аллогенетического разуплотнения в формировании вторичных коллекторов нефти и газа, доказан импульсный механизм процессов нефтегазонакопления, открыты явления естественного гидроразрыва глубинными флюидами, показана роль адиабатического трещинообразования в формировании вторичных коллекторов, а также установлены новые закономерности экранирования углеводородных систем на больших глубинах.

УГЛЕВОДОРОДНЫЙ ПОТЕНЦИАЛ ГЛУБИННЫХ

ФЛЮИДНО-НЕФТЯНЫХ СИСТЕМ

Институт проблем нефти и газа РАН (Россия) Смена фиксистской парадигмы на мобилистскую сопровождалась пересмотром представлений о механизмах образования (природы) осадочных бассейнов, обновлением их классификации с позиций тектоники плит – новой глобальной тектоники. К началу ХХI в. томографические исследования привели к пониманию того, что корни геодинамических процессов, управляющих зарождением и развитием осадочных бассейнов, прослеживаются в нижней мантии вплоть до ядра Земли.

Однако столь кардинальные изменения построений в геодинамике не привели к существенному пересмотру представлений о роли эндогенных факторов в процессах нефтегазообразования.

В бассейновом моделировании ключевое положение занимают нефтяные системы (petroleum systems). В основе этих систем попрежнему находятся представления о формировании нефтегазовых месторождений за счёт генерации углеводородов комплексами осадочных пород, обогащённых органическим веществом, - разубоженными аналогами классических «нефтематеринских свит». Процессы генерации для жидких (нефтяных) углеводородов завершаются при 150°С, а газовых (включая метан) – при 200°С. Этими же интервалами глубин определяется и дно «нефтяного колодца», т.е. невозможность нахождения на бльших глубинах нефтяных, газоконденсатных и газовых залежей. В довершение пессимистических оценок углеводородного потенциала больших глубин приводятся статистические выкладки о резком снижении количества не только гигантских, но и крупных месторождений нефти и газа на глубинах более 4,5 км, не говоря уже о больших глубинах.

Однако, за последние десятилетия получены и новые данные, позволяющие и заставляющие пересмотреть пессимистические оценки углеводородного потенциала больших глубин – за пределами не только 6,0 км, но и 8 км. В их числе,прежде всего, следует отметить материалы о крупных нефтегазовых и газоконденсатных месторождений под дном Мексиканского залива на глубинах от 8 до 10 и более км (месторождения Тьюпи, Тибр и др.), Ю. Каспия – на глубинах более 6 км.

Характерной чертой этих месторождений является связь их формирования с глубинными инъекционными структурами – соляными и глинистыми диапирами, контролирующими каналы разгрузки глубинных углеводородных флюидов. Пластовые давления в залежах превышают значения нормального гидростатического в 1,5-2 раза.

Аномально-высокие параметры поровых резервуаров объясняются вторичным разуплотнением первично-поровых коллекторов в результате импрегнации (инъекции) углеводородных флюидов. В палеобассейнах на суше разрабатывается более 1000 залежей на глубинах от 4,5 до 8,1 км, главным образом, в США. При этом среди резервуаров преобладают не поровые, а трещинно-поровые и трещинно-кавернозные. Коллектора представлены не только песчаниками, но и аргиллитами, вулканогенными породами, метаморфическими и кристаллическими породами фундамента. Резервуарно-флюидные давления характеризуются высокой аномальностью, приближаясь нередко к значениям литостатического (геостатического) давления. Наложенность процессов формирования скоплений углеводородов проявляется и в связях их формирования с зонами трещиноватости разрывных нарушений, минеральных преобразований с участием вторгающихся глубинных флюидов. В сущности, нефтегазовые и газоконденсатные залежи и месторождения являются специфическими вторичными флюидизированными очагами, механизм формирования которых (вторжение) ранее нами рассматривался (Валяев, 1987). Наложенность скоплений углеводородов (флюидизированных очагов) по отношению к вмещающим комплексам пород и роль эндогенных процессов в их формировании с ростом глубин их залегания от 4,5 до 6-8 км и более проявляется всё с большей отчётливостью.

Парадоксально, что эта наложенность слабее проявляется в среднем интервале глубин (1,5-4,5 км) осадочного разреза, тогда как в приповерхностном интервале наложенность, роль эндогенных факторов и участие глубинных углеводородных флюидов в формировании неконвенциональных (нетрадиционных) ресурсов и скоплений углеводородов проявляется шире. Для газогидратов и тяжёлых нефтей наложенность их скоплений по отношению ко всему осадочному разрезу и масштабы ресурсов получают удовлетворительное объяснение только с привлечением глубинных углеводородных флюидов к их формированию (Валяев, 2011; Дмитриевский, Валяев, 2004; Дмитриевский и др., 2011). Локализованность и гигантские масштабы разгрузок глубинных углеводородных флюидов в атмосферу и воды мирового океана также контролируются эндогенными факторами (Дмитриевский, Валяев, 2002).

В процессах формирования скоплений и ресурсов углеводородов по всему осадочному разрезу, с учётом их масштабности, задействованы не многочисленные внутричехольные нефтяные системы, а крупные глубинные флюидно-нефтяные системы, корни которых связаны с энергетикой мантийных геодинамических процессов (плюмы, астенолиты, коровые волноводы). Их характеристика уже получила отражение в целом ряде публикаций (Дмитриевский, 2003,2006; Дмитриевский и др., 2000; и др.; Смирнова, 2006; и др.). Углеводородный потенциал больших глубин не может получить конкретных и корректных оценок без использования характеристик глубинных флюидно-нефтяных систем, определяющих масштабы генерации углеводородных флюидов, участвующих в формировании всего разнообразия скоплений углеводородов. С использованием такого рода систем качественно новый уровень может получить и бассейновое моделирование.

Работа выполнена при финансовой поддержке РФФИ (грант 11а).

ГЕОЛОГО-ГЕОХИМИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ

ВЕРХНЕПАЛЕОЗОЙСКИХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ

КОМПЛЕКСОВ – ОСНОВА ПРОГНОЗА И ПОИСКОВ НЕФТИ

НА БОЛЬШИХ ГЛУБИНАХ В УРАЛО-ПОВОЛЖЬЕ

Институт проблем нефти и газа РАН (Россия) Казанский Федеральный университет (Россия) E-mail: punanova@mail.ru; GeoEng111@yandex.ru Выбор стратегии и методов поисков залежей нефти и газа на больших глубинах во многом зависит от познания тектонических процессов на исследуемой территории, правильной оценки возможных источников УВ, направления миграции их потоков и времени формирования скоплений нефти и газа. Исследование выполнено с целью установления генетических связей верхнепалеозойских нефтегазоносных комплексов (НГК) Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (ВУ НГП) с флюидальными углеводородными (УВ) системами допалеозоя.

Нефтеносные пласты в осадочной толще верхнего палеозоя в центральных районах Урало-Поволжья залегают на глубинах от 600 до 2600 м. В них выявлено свыше 1,5 тысяч УВ скоплений. Диапазон распространения залежей нефти промышленного значения чрезвычайно широк и охватывает по разрезу почти весь палеозой от эйфельских (средний девон) до пермских отложений. Что касается осадочных образований верхнего протерозоя в наиболее погруженных (на глубину 3,0-3,5 км и более) участках кристаллического фундамента, то, несмотря на усилия геологических служб, заметных успехов в поисках в них залежей УВ не достигнуто, хотя перспективность их доказана открытием небольшого числа нефтяных залежей.

Согласно исследованиям (О.А.Арефьев и др., 1994; О.К.Баженова и др., 1994) в рифей-вендском разрезе Восточно-Европейской платформы распространены горизонты, обладающие повышенным нефтематеринским потенциалом, а по составу и физико-химическим свойствам нефти этого комплекса разделяются на две группы: 1) тяжелые, смолистоасфальтеновые, преимущественно нафтеновые (Верхнекамская впадина), которые считаются древними; 2) легкие метановые с большой долей легкокипящих УВ, относительно молодые, возможно даже кайнозойские (юго-восточные районы ВУ НГП). На Ольховском поднятии (Бузулукская впадина) рифей-вендские отложения опробованы в скв. 412, из которых получен фонтан легкой (0,801-0,830 г/см3) нефти. Следует также отметить, что проанализированный в ИОФХ КазНЦ РАН экстракт из нефтесодержащего рифейского песчаника Бавлинского месторождения (скв.

20012, гл. 2172 м) по ряду параметров и химическому типу (AI по Ал.А.Петрову) оказался близок к легким нефтям девона.

В этом плане весьма примечательно обнаружение (Р.З.Мухаметшин, С.А.Пунанова, 2011) непосредственной связи физико-химических свойств пластовых нефтей со временем формирования вмещающих их структур. Так, нефти залежей пашийского горизонта верхнего девона месторождений юго-восточного склона Южно-Татарского свода, приуроченные к структурам позднего заложения, в т. ч. и Бавлинской, время заполнения нефтью которой датируется как неогеновое (Р.З.Мухаметшин и др., 1997), самые легкие, маловязкие (до 4,7 мПа·с). Нефти залежей в тех же слоях месторождений другой группы, которые приурочены к структурам палеозойского времени формирования, имеют свойственные нефтям карбона характеристики (в частности, вязкость 10,9-23,9 мПа·с).

Ранее (С.А.Пунанова, Т.И.Гордадзе, 1999) в пределах верхнепалеозойского разреза ВУ НГП были выделены «девонский», «каменноугольный» и «пермский» геохимические типы нефтей, отличающиеся по УВ и микроэлементному составу, плотности и т.д. В этой связи особый интерес представляют доманикиты и доманикоиды, которым исследователями (К.Б.Аширов, 1965; Е.С.Ларская, 1983; С.Г.Неручев и др., 1986; и др.) придается значение нефтегенерирующих. Сопоставление результатов исследований экстрактов из нефтенасыщенных алевропесчаников нижнефранского подъяруса и залегающих выше доманикитов среднефранского возраста приводит к выводу, что при миграции легкой нефти вверх по разрезу в результате контакта с доманикитами происходит их обогащение ванадиловыми порфиринами, серой и САВ (Г.П.Каюкова, Р.З.Мухаметшин, Г.Н.Гордадзе и др., 1998). Поэтому в нефтеносных комплексах ВУ НГП целесообразно выделять (Р.З.Мухаметшин, С.А.Пунанова, 2011) геохимические разновидности нефтей: среднедевонско-нижнефранские (поддоманиковые) и среднефранско-каменноугольные (доманиковые+наддоманиковые). Преимущественно же вертикальный характер миграции УВ при формировании залежей подтверждается многочисленными фактами (Р.З.Мухаметшин, Г.П.Каюкова, 2000).



Pages:   || 2 |
Похожие работы:

«Сборник материалов Всероссийской научно-практической конференции ИННОВАЦИОННАЯ АКТИВНОСТЬ РЕГИОНОВ В УСЛОВИЯХ СОВРЕМЕННОЙ ЭКОНОМИКИ Иваново 28 декабря 2010 г. ББК 65.9(2Рос)-5) УДК 338.49 Инновационная активность регионов в условиях современной экономики. Сборник материалов Всероссийской научнопрактической конференции; 28 декабря 2010 г. / под науч. ред. д-ра экон. наук, проф. Н.В. Клочковой. Иваново: Научная мысль, 2010. 172 с. В сборнике рассматриваются актуальные проблемы инновационного...»

«Выставка из фондов Центральной научной библиотеки им. Я.Коласа Национальной академии наук Беларуси 1. Galiev, R. Conception on dynamic structure of atom in the space of potential spheres : monograph : translation from Russian of 2nd edition, revised and updated / Rakhimyan S. Galiev. — Minsk : Right a. Economics, 2008. — 227 p. 2. Energiewende - Herausforderung fr das Bauwesen : Vortrge, gehalten am 30. November 2012 in Stuttgart, Veranstaltung der Stiftung Bauwesen / Hans Helmut Schetter [et...»

«Министерство сельского хозяйства РФ Департамент научно-технологической политики и образования Министерство сельского хозяйства Иркутской области Иркутская государственная сельскохозяйственная академия НАУЧНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СТУДЕНТОВ В РЕШЕНИИ АКТУАЛЬНЫХ ПРОБЛЕМ АПК Материалы студенческой научно-практической конференции с международным участием, посвященной 80-летию ФГБОУ ВПО ИрГСХА (19-20 марта 2014 г., г. Иркутск) Часть II Иркутск, 2014 1 УДК 001:63 ББК 40 Н 347 Научные исследования студентов в...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ Посвящается 100-летию со дня рождения профессора Лебедева Ивана Кирилловича ТЕПЛОФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ТЕХНОЛОГИЙ Сборник научных трудов II Всероссийской научно-практической конференции с международным участием 06 – 08 октября 2011 г. Томск...»

«II МЕЖОТРАСЛЕВАЯ НАУЧНОПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ ЖИЗНЕННЫЙ ЦИКЛ ОБЪЕКТОВ. ТРЕХМЕРНОЕ ПРОЕКТИРОВАНИЕ. СТРОИТЕЛЬСТВО. ЭКСПЛУАТАЦИЯ В Выступления затрагивали самые актуаль­ начале лета в Санкт­Петер­ ные темы и заинтересованно обсужда­ бурге прошла вторая Меж­ лись участниками конференции. Боль­ отраслевая научно­практи­ шая часть докладов была посвящена ческая конференция Жиз­ ненный цикл объектов. Трехмерное 3D­технологиям и вопросам их внедре­ проектирование. Строительство. ния в практику...»

«Зелёный крест Социально-экологический Союз Академия МНЭПУ XVI Международная конференция “Экологическое образование в интересах устойчивого развития” Россия, Москва, 25–26 июня 2010 г. Санкт-Петербург, 2010 УДК 373.016:502/504 ББК 74.262.01 Э 40 XVI Международная конференция “Экологическое образование в интересах устойчивого развития” (Россия, Москва, 25–26 июня 2010): тезисы докладов и презентаций XVI Международной конференции “Экологическое образование в интересах устойчивого развития”. –...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Тульский государственный университет Администрация Тульской области Академия горных наук Российская академия архитектуры и строительных наук Международная академия наук экологии и безопасности жизнедеятельности Совет молодых ученых Тульского государственного университета Международная научно-практическая конференция молодых ученых и студентов ОПЫТ ПРОШЛОГО – ВЗГЛЯД В БУДУЩЕЕ Конференция посвящена 150-летию со дня рождения учёного,...»

«МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ УРАЛЬСКАЯ ГОРНАЯ ШКОЛА – РЕГИОНАМ 11-12 апреля 2011 г. БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ УДК 621.039 ВЫШЕДШИЕ ИЗ УПОТРЕБЛЕНИЯ ПЕСТИЦИДЫ КАК УГРОЗА ЭКОЛОГИЧЕСКОЙ БЕЗОПАСНОСТИ ТЕРРИТОРИЙ И ЗДОРОВЬЮ ЧЕЛОВЕКА БОЛТЫРОВ В. Б. ГОУ ВПО Уральский государственный горный университет Проблема пестицидов в общем и СОЗ в частности особенно актуальна для России и связана с развитым сельскохозяйственным производством, высоким удельным весом энергетического и...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Санкт-Петербургский государственный политехнический университет Неделя Науки СПбГПу Материалы научно-практической конференции с международным участием 2–7 декабря 2013 года НаучНо-образовательНый цеНтр возобНовляемые виды эНергии и устаНовки На их осНове Санкт-Петербург•2014 УДК 621.31:627:502.63 ББК 31.6:31.15; 38.77 Н 42 Неделя науки СПбГПУ : материалы научно-практической конференции c международным участием. Научно-образовательный центр...»

«РОССИЙСКАЯ АКАДЕМИЯ НАУК КАРЕЛЬСКИЙ НАУЧНЫЙ ЦЕНТР ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ НАУЧНО-ПРОИЗВОДСТВЕННЫЙ КОМПЛЕКС ООО НПК КАРБОН-ШУНГИТ ПРОМЫШЛЕННО-СТРОИТЕЛЬНАЯ КОМПАНИЯ ООО АЛЬФА-ПОЛ ШУНГИТЫ И БЕЗОПАСНОСТЬ ЖИЗНЕДЕЯТЕЛЬНОСТИ ЧЕЛОВЕКА МАТЕРИАЛЫ ПЕРВОЙ ВСЕРОССИЙСКОЙ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ (3-5 октября 2006) Под редакцией д.т.н. Ю.К.Калинина Петрозаводск 2007 УДК Шунгиты и безопасность жизнедеятельности человека. Материалы Первой Всероссийской научнопрактической конференции. Петрозаводск:, 2007....»

«TD/B/C.I/34 Организация Объединенных Наций Конференция Организации Distr.: General Объединенных Наций 24 February 2014 Russian по торговле и развитию Original: English Совет по торговле и развитию Комиссия по торговле и развитию Шестая сессия Женева, 59 мая 2014 года Пункт 5 предварительной повестки дня Формирование экологичных и устойчивых транспортных систем с учетом возникающих вызовов Записка секретариата ЮНКТАД Резюме В настоящей записке рассматриваются некоторые соображения, о которых...»

«ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА. Тезисы докладов научно-технической конференции _ 0 ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА. Тезисы докладов научно-технической конференции _ Светлой памяти А.В. Мошкарина Министерство образования и наук и РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования ИВАНОВСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМЕНИ В.И.ЛЕНИНА _ ТЕПЛОЭНЕРГЕТИКА ЭНЕРГИЯ-2012 РЕГИОНАЛЬНАЯ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ СТУДЕНТОВ, АСПИРАНТОВ И МОЛОДЫХ УЧЁНЫХ (С...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО РЫБОЛОВСТВУ Дальневосточный государственный технический рыбохозяйственный университет ПРОГРЕСС – ОТКРЫТИЯ – ИНТЕЛЛЕКТ – СТУДЕНТ – КОММУНИКАЦИИ Международная отраслевая студенческая научно-техническая конференция П.О.И.С.К. – 2009 (Владивосток, 14-17 сентября 2009 г.) Часть 1 Владивосток Дальрыбвтуз 2009 УДК 639.2 (47) ББК 47.2 М 341 М 341 Прогресс – Открытия – Интеллект – Студент – Коммуникации: Материалы международной отраслевой студенческой научно-технической...»

«ББК 74.58г Н 42 Неделя наук и СПбГПУ. Лучшие доклады: материалы научно-практической конференции с международным участием. – СПб.: Изд-во Политехн. ун-та, 2013. – 292 с. В сборнике публикуются материалы докладов студентов и аспирантов, отобранные по результатам проведения секционных заседаний научно-практической конференции с международным участием Неделя науки Санкт-Петербургского государственного политехнического университета. Доклады отражают современный уровень научно-исследовательской...»

«V ВСЕРОССИЙСКАЯ НАУЧНО – ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ Инновационные технологии в обучении и производстве Камышин 4-6 декабря 2008 г. МАТЕРИАЛЫ КОНФЕРЕНЦИИ Том 3 Вузы и организации, участвующие в конференции 1. Волгоградский государственный технический университет 2. Волжский политехнический институт (филиал) Волгоградского государственного технического университета 3. Камышинский технологический институт (филиал) Волгоградского государственного технического университета 4. Волгоградский...»

«Министерство образования и наук и Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Тюменский государственный нефтегазовый университет ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ И ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ В ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОМ КОМПЛЕКСЕ Материалы региональной научно-практической конференции студентов, аспирантов, молодых учёных и специалистов Тюмень ТюмГНГУ 2012 УДК 338.45 (06)+656.5(06) ББК 65.301 Э653 Редакционная коллегия: А. Л. Портнягин...»

«МЕЖДУНАРОДНАЯ НАУЧНО-ПРАКТИЧЕСКАЯ КОНФЕРЕНЦИЯ УРАЛЬСКАЯ ГОРНАЯ ШКОЛА – РЕГИОНАМ 8-9 апреля 2013 года БИОЭНЕРГЕТИКА, ЭКОЛОГИЯ И РАЦИОНАЛЬНОЕ ПРИРОДОПОЛЬЗОВАНИЕ УДК 622.882 АВАРИИ НА МАГИСТРАЛЬНЫХ ГАЗОПРОВОДАХ И НЕФТЕПРОМЫСЛАХ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА ЮГРЫ Зайцева Г. Б., Горбунов А. В. ФГБОУ ВПО Уральский государственный горный университет Ханты-Мансийский автономный округ Югра занимает первое место по добыче нефти и второе по производству электроэнергии. Одной из главных...»

«Жизнин Станислав Захарович д.экон.н. Кафедра международных проблем ТЭК, профессор Доктор экономических наук, профессор кафедры международных проблем ТЭК МИЭП МГИМО (У) МИД России/ Работает на кафедре международных проблем ТЭК с сентября 2002 г. В 1969 г. окончил Харьковский авиационный институт по специальности инженерэлектрик. В 1977 г. - Дипломатическую академию МИД СССР по специальности международные экономические отношения. В 1998 г. защитил кандидатскую диссертацию Энергетическая...»

«Доклад Министра Нефтегазовой промышленности и минеральных ресурсов Туркменистана М.ХАЛЫЛОВА на международной конференции Нефть и газ Туркменистана-2013 Дубай, Объединённые Арабские Эмирати, 13-14 марта 2013 год Уважаемые дамы и господа! Позвольте поприветствовать Вас – участников выездной международной конференции Нефть и газ Туркменистана-2013, в городе Дубай – столице Объединенных Арабских Эмиратов и пожелать успешной и плодотворной работы. Выражаю свою искренную признательность за теплий...»

«ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО АТОМНОЙ ЭНЕРГИИ АДМИНИСТРАЦИЯ ЗАТО СЕВЕРСК СИБИРСКИЙ ХИМИЧЕСКИЙ КОМБИНАТ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ СЕВЕРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ ТЕХНОЛОГИЯ И АВТОМАТИЗАЦИЯ АТОМНОЙ ЭНЕРГЕТИКИ Том II Отраслевая научно-техническая конференция, посвященная 45-летию СГТИ 12-14 мая 2004г. Северск 2004 УДК 661.879+ 66.012-52 Технология и автоматизация атомной энергетики: Сборник статей. - Северск: Изд. СГТИ, 2004. -Т.2.-1 6 6 с. Сборник избранных статей по...»









 
2014 www.konferenciya.seluk.ru - «Бесплатная электронная библиотека - Конференции, лекции»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.