Geofluid dynamic concept of prospecting for hudrocarbon accumulations in the earth crust

Cover Page

Cite item

Full Text

Open Access Open Access
Restricted Access Access granted
Restricted Access Subscription or Fee Access

Abstract

In our paper we produce new evidence of the tectonosphere and hydrosphere structure of oil and gas sedimentary basins and confirm significant influence of geofluid-dynamic processes on formation of hydrocarbon accumulations in the crust at the great depths. In our opinion the theory based on obsolete views on the tectonosphere structure lessen the importance the sedimentary migration theory of hydrocarbon generation. We prognosticate a particular stagnant type of post-elysionic water-drive systems in the crust at the great depths in conditions of increased hydrodynamic isolation. Absence of regionally sustained vertical and lateral drainage layers characterizes geological environment where stagnant type developed, and, corollary, fluids outflow into external environment is practically unfeasible. The subsalt filling complexes of the epicontinental deepwater basins are included into the post-elysionic water-drive systems. These complexes occur at the great depths and possibility of striking unique and large oil and gas fields there is inherent. We propose a system of fluid-dynamic conditions for preserving hydrocarbon accumulations in the lower crust as a result of developing sedimentary-migration theory for oil and gas formation. We consider the refinement of methods for prospecting and exploration large deposits at the great depths will pave the way for expanded reproduction of hydrocarbon reserves in the “old” oil and gas producing regions in our country.

Full Text

Restricted Access

About the authors

L. A. Abukova

Institute for Oil and Gas Problems, Russian Academy of Sciences

Author for correspondence.
Email: abukova@ipng.ru
Russian Federation, Moscow

Yu. A. Volozh

Geological Institute, Russian Academy of Sciences

Email: abukova@ipng.ru
Russian Federation, Moscow

A. N. Dmitrievsky

Institute for Oil and Gas Problems, Russian Academy of Sciences

Email: abukova@ipng.ru
Russian Federation, Moscow

M. P. Antipov

Geological Institute, Russian Academy of Sciences

Email: abukova@ipng.ru
Russian Federation, Moscow

References

  1. Абля Э.А., Соколов Б.А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. М.: ГЕОС, 1999. 76 с.
  2. Абукова Л.А. Геофлюидодинамика глубокопогруженных зон нефтегазонакопления // Ред. А.Н. Дмитриевский. Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности. М.: ГЕОС, 2002. Вып.2. С. 78–85.
  3. Абукова Л.А. Геофлюидодинамика осадочных нефтегазоносных бассейнов // Фундаментальный базис новых технологий нефтяной и газовой промышленности / А.Н. Дмитриевский (ред.). М.: ГЕОС, 2000. С. 95–99.
  4. Абукова Л.А., Карцев А.А. Флюидные системы осадочных нефтегазоносных бассейнов (типы, основные процессы, пространственное распространение) // Отечественная геология. 1999. № 2. С. 11–16.
  5. Басков Е.А. Гидрогеология и флюидогеодинамика осадочных бассейнов // Литогеодинамика и минералогения осадочных бассейнов / А.Д. Щеглов (ред.). СПб.: ВСЕГЕИ, 1998. С. 119–149.
  6. Богашова Л.Г. Роль нисходящей фильтрации галогенных вод в нефтеобразовании // Нефтегазовая гидрогеология на современном этапе (теоретические проблемы, региональные модели, практические вопросы) / А.А. Карцев (ред.). М.: ГЕОС, 2007. С. 209–220.
  7. Боревский Л.В., Кременецкий А.А. Геологическая роль подземных вод при прогрессивном метаморфизме в условиях открытых и закрытых систем // Подземные воды и эволюция литосферы / Н.В. Роговская (ред.). М.: Наука, 1985. Т. 2. С. 8–13.
  8. Бушуев В.В., Крюков В.А., Саенко В.В. Развитие нефтяной промышленности России: взгляд с позиций ЭС-2030 // Нефтегазовая вертикаль. 2010. № 13–14. С. 24–31.
  9. Варшавская И.Е., Волож Ю.А., Дмитриевский А.Н., Леонов Ю.Г., Милетенко Н.В., Федонкин М.А. Новая концепция развития ресурсной базы углеводородного сырья // Вестник РАН. 2012. Т. 82. № 2. С. 99–109.
  10. Волож Ю.А., Антипов М.П., Шипилов Э.В., Малышев Н.А. Комплексные четырехмерные модели нефтегазоносных осадочных бассейнов восточной окраины Восточно-Европейского палеозойского континента в сборнике // Фундаментальные проблемы геологии и геохимии нефти и газа и развития нефтегазового комплекса России / Ю.Г. Леонов (ред.). М.: ГЕОС, 2007. С. 95–107.
  11. Волож Ю.А., Дмитриевский А.Н., Леонов Ю.Г. и др. О стратегии очередного этапа нефтепоисковых работ в Прикаспийской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. 2009. № 4. С. 341–362.
  12. Гаврилов В.П. Геодинамическая модель нефтегазоносности Западной Сибири // Геология нефти и газа. 2012. № 3. С. 60–68.
  13. Гуревич А.Е., Крайчик М.С., Батыгина Н.Б. Давление пластовых флюидов. Л.: Недра. 1987. 223 с.
  14. Дальберг Э.Ч. Использование данных гидродинамики при поисках нефти и газа. М.: Недра, 1985. 150 с.
  15. Дмитриевский А.Н. Полигенез нефти и газа // ДАН. 2008. Т. 419. № 3. С. 373–377.
  16. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Сорохтин О.Г., Донгарян Л.Ш. Серпентиниты океанической коры — источник образования углеводородов // Геология нефти и газа. 2002. № 3. С. 37.
  17. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Каракин А.В. Формирование залежей углеводородов в зонах растяжения океанической коры // Газовая промышленность. 2004. № 5. С. 50–54.
  18. Дюнин В.И., Корзун А.В. Гидрогеодинамика нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир, 2005. 254 с.
  19. Иванов С.Н. Предельная глубина открытых трещин и гидродинамическая зональность земной коры // Ежегодник-1969 (осн. результаты работ 1969 г.). Свердловск: ИГиГ УФ АН СССР, 1970. С. 212–233.
  20. Иванов С.Н., Иванов К.С. Реологическая модель строения земной коры (модель 3-его поколения) // Литосфера. 2018. № 4. С. 500–542.
  21. Зайцев И.К. Принципы гидрогеологического районирования и типизации гидрогеологических структур // Основные типы гидрогеологических структур СССР / И.К. Зайцев (ред.). Спб.: Тр. ВСЕГЕИ, 1974. Т. 229. С. 5–9.
  22. Карцев А.А. Нефтегазовая гидрогеология. М.: Недра, 1992. 206 с.
  23. Керимов В.Ю., Леонов М.Г., Осипов А.В., Мустаев Р.Н., Ву Нам Хай. Углеводороды в фундаменте шельфа Южно-Китайского моря (Вьетнам) и структурно-тектоническая модель их формирования // Геотектоника. 2019. № 1. С.44–61
  24. Кисссин И.Г. Современный флюидный режим земной коры и геодинамические процессы // Флюиды и геодинамика / Ю.Г. Леонов (ред.). М.: Наука. 2006. С. 85–104.
  25. Кунин Н.Я. Промежуточный структурный этаж Туранской плиты // М.: Недра, 1974. 262 с. (Труды ВНИГНИ. Вып. 147).
  26. Кучеров В.Г., Колесников А.Ю., Дюжева Т.И. и др. Синтез сложных углеводородов при термобарических параметрах, соответствующих условиям верхней мантии // ДАН. 2010. Т. 433. № 3. С. 361–364.
  27. Леонов Ю.Г. Тектоническая подвижность коры платформ на разных глубинных уровнях // Геотектоника. 1997. № 4. С. 3–23.
  28. Леонов Ю.Г., Волож Ю.А., Антипов М.П., Быкадоров В.А, Хераскова Т.Н. Консолидированная кора Каспийского региона: опыт районирования / М.: ГЕОС. 2010. 63 с. (Тр. ГИН РАН; Вып. 593).
  29. Леонов Ю.Г., Перфильев А.С. Тектоническая природа границы Мохоровичича // Проблемы геодинамики литосферы / М.: Наука. 1999. С. 10–26. (Тр. ГИН РАН. Вып. 511).
  30. Летников Ф.А. Эволюция флюидного режима эндогенных процессов в геологи-ческой истории Земли // ДАН СССР. 1982. Т.262. № 2. С. 29–38.
  31. Матусевич В.М., Абдрашитова Р.Н., Яковлева Т.Ю. Крупнейшие геодинамические водонапорные системы Западно-Сибирского мегабассейна // Фундаментальные исследования. 2014. № 8. С. 1–40.
  32. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция // Ю.Г. Леонов, Ю.А. Волож (ред.). М.: Научный мир. 2004. 516 с. (Тр. ГИН РАН; Вып. 543).
  33. Патина И.С., Леонов Ю.Г., Волож Ю.А., Копп М.Л., Антипов М.П., Трифонов В.Г., Морозов Ю.А. Крымско-Копетдагская зона концентрированных орогенических деформаций как трансрегиональный позднеколлизионный правый сдвиг // Геотектоника. 2017. № 4. С. 17–30.
  34. Перфильев А.С. Тектоническая природа поверхности Мохоровичича в океанической литосфере // Тектоника и геодинамика: общие и региональные аспекты / Ю.Г. Леонов (ред.). М.: ГЕОС, 1998. С. 88–90.
  35. Пиннекер Е.В. Проблемы региональной гидрогеологии. Закономерности распространения и формирования подземных вод. М.: Наука, 1977. 193 с.
  36. Рабкин Ф.С., Абалгалиев М.Ж., Аксаева Ф.К. и др. О природе структурных инверсий полей пластовых давлений в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины // Известия АН КазССР. Сер. Геол. 1990. № 1. С. 9–16.
  37. Соколов Б.А. Эволюционно-динамические критерии оценки нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1985. 168 с.
  38. Хаин В.Е. Основные проблемы современной геологии М.: Научный мир, 2003. 348 с.
  39. Хаин В.Е., Гончаров М.А. Геодинамические циклы и геодинамические системы разного ранга: их соотношения и эволюция в истории Земли // Геотектоника. 2006. № 5. С. 3–24.
  40. Хераскова Т.Н., Сапожников Р.Б., Волож Ю.А., Антипов М.П. Геодинамика и история развития севера Восточно-Европейской платформы в позднем докембрии по данным регионального сейсмического профилирования // Геотектоника. 2006. № 6. С. 33–52.
  41. Хитров А.М., Попова М.Н., Новикова О.В. Ресурсная база России и возможные маршруты транспортировки углеводородного сырья в первой половине 21 века // Георесурсы, геоэнергетика, геополитика. 2010. № 1(1). С. 21.
  42. Цзинь Чжицзюнь. Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая. Дисс. ... докт. геол.-мин. наук. М.: РГУНиГ, 2007. 360 с.
  43. Эльмаадави Х.Г. Механизмы и происхождение аномально высоких пластовых давлений (АВПД) на Астраханском своде Прикаспийской впадины // Естественные и технические науки. 2010. № 5. С. 276–278.
  44. Яковлев Л.Е. Инфильтрация воды в базальтовый слой земной коры. Труды ГИН: Вып.494. М.: Наука, 1999. 200 с.
  45. Anderson D.L. Plate tectonics as a far from equilibrium self-organized system // In: Plate Boundary Zones. Geodynamics Series. No 30. American Geophysical Union , 2002. Washington, DC, Р. 411–425.
  46. Batalin O., Vafina N. Condensation Mechanism of Hydrocarbon Field Formation // Sci. Reports. 2017. No 7. Article number: 10253. 9 p. doi: 10.1038/s41598-017-10585-7
  47. Bachu S. Flow systems in the Alberta Basin; patterns, types and driving mechanisms // Bull. of Canada Petroleum Geology. 1999. Vol. 47. No 4. Р. 455–474.
  48. Garven G.A. Hydrogeologic model for the formation of the giant oil sands deposits of the Western Canada sedimentary basin / American J. of Science, 1989.Vol. 289. No?. Р.105–166.
  49. Hubbert M.R. Entrapment of petroleum under hydrodynamic condition // AAPG Bull. 1953. No 37. P. 1954–2026.
  50. Rose P.R., Everett J.R., Merin I.S. Possible basin centered gas accumulation, Roton basin, Southern Colorado // Oil &Gas Journa1. 1984. Vol. 82. No 10. Р. 190–197.
  51. Volozh Y.A., Leonov Y.G., Antipov M.P., Morozov A.F. The structure of Karpinskij ridge // Geotectonics. 1999. Vol. 33. No 1. P. 24–38.
  52. Xiong-Qi Pang, Cheng-Zao Jia, Wen-Yang Wang. Petroleum geology features and research developments of hydrocarbon accumulation in deep petroliferous basins // Рetroleum Science. 2015. Vol. 12. № 1. Р. 1–53.

Supplementary files

Supplementary Files
Action
1. JATS XML
Download
2. Picture. Schematic diagram of the placement of hydrocarbon systems of the continental crust. Denoted (in circles) the type of hydrocarbon system: 1 - open, 2 - quasi-open with focal and block subtypes of autoclave hydrocarbon systems. Seismic stratigraphic boundary indices: K0 is the section between the upper volcanogenic-sedimentary (sedimentary cover) and lower (consolidated crust) geodynamic shells of the earth's crust; AF - the section between the folded and additional seismic complexes of the sedimentary cover. 1 - consolidated bark; 2 - folded complex sedimentary cover; 3 - additional complex of sedimentary cover; 4 - salt-bearing and supersalt deposits of the plate complex of the sedimentary cover; 5 - shallow carbonate and carbonate-terrigenous subsalt deposits of the slab complex of the sedimentary cover; 6 - deep-water subsalt deposits of the slab complex of the sedimentary cover; 7–9 - potential reservoirs (oil and gas localization facilities) inside the autoclave hydrocarbon system: 7 - carbonate composition (intrabasin carbonate platforms); 8 - terrigenous composition (underwater debris cones), 9 - granite protrusions; 10–11 — fluors in the subsalt complex: 10 — regional, 11 — zonal; 12 - side semipermeable borders of the autoclave hydrocarbon system (zone of change of deep-water sediments by shallow water); 13–14 - seismic stratigraphic horizons and boundaries of geodynamic seismic complexes of global and transregional rank: 13 - global, surface of consolidated crust, 14 - transregional, roofing of the additional complex; 15 - deep faults; 16–18 - types and subtypes of hydrocarbon systems: 16 - open, 17 - quasi-open, 18 - subtypes of autoclave hydrocarbon systems: 2a - focal, 2b - block

Download (285KB)
Indexing metadata

Copyright (c) 2019 Russian academy of sciences