ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ
Рынок нефтепродуктов: запуск новых фьючерсных контрактов Майские тренды IT-технологии в нефтегазовой промышленности Регистрация правил доступа на торги и новые этапы road show фьючерса на Urals ИД «Недра» выступил спонсором выставки и конференции Offshore Technology Conference в США Oil & Gas Journal Russia признан «Лучшим брендом 2016 года» среди нефтегазовых изданий России ИД «Недра» – участник Frankfurt Book Fair 2016 Эксперты PwC оценили перспективы мирового рынка малотоннажного производства СПГ Регенерация бурового раствора при бурении скважин с оптимизированной конструкцией Мировое измерение российского нефтесервиса Временные трубопроводы Интервью с Андреем Бочковым, заместителем генерального директора по ГРР и развитию Перспективы проекта по организации мелкооптовой биржевой торговли нефтепродуктами в России Brent 57,87 +0,5200 (0,91%) USD 57,4706 -0,0412 (-0,07%) Micex Oil & Gas 5011 +0 (0,00%)

Статья в свободном доступе

Среда, 11.06.14
Пространственная гетерогенность Южно-Каспийского бассейна в контексте его нефтегазоносности

Акпер Фейзуллаев

В статье приведен анализ изменения в пространстве тектонической структуры, современных геодинамических процессов, термобарических условий, а также литофациальных характеристик и углеводородного потенциала пород Южно-Каспийского бассейна (ЮКБ). По его результатам делается вывод о неоднородности строения и вещественного состава осадочного покрова ЮКБ. Показано, что выявленная многолетними поисково‑разведочными работами нефтегазоносность бассейна контролируется ее гетерогенностью, что требует внесения соответствующих корректив в стратегию дальнейших поисков нефти и газа в ЮКБ.

Изучение осадочных бассейнов (ОБ) по многим причинам (прежде всего в связи с наличием в них нефти, газа, угля и других видов полезных ископаемых и подземных вод) всегда было и остается приоритетным направлением.

В настоящее время в результате расширения возможностей исследования (глубокое бурение, возросшая разрешающая способность геофизических методов, и в особенности сейсмических, успехи экспериментальной петрологии и минералогии, изотопной геохимии, бассейновое моделирование, и т. д.) и более глубокого проникновения в суть процессов, протекающих в осадочной оболочке и в консолидированной коре, появляются новые акценты в решении тех или иных научных и практических задач. Это способствует повышению объективности в понимании истории развития и строения этих бассейнов и особенностей, происходящих в них процессов.

В связи с этим меняются представления и о самом понятии «осадочный бассейн» (или «нефтегазоносный бассейн»). Согласно общепринятому определению осадочного бассейна (ОБ), это область длительного/устойчивого прогибания земной коры в ее современной конфигурации с единой флюидодинамической системой, где происходило осадконакопление и сформировалась мощная толща осадочных образований с последующими их диагенетическими и катагенетическими преобразованиями [4, 13, 24].

Понятие нефтегазоносный бассейн (НГБ) включает все вышеперечисленные параметры, характеризующие ОБ, с уточнением, что все они обуславливают накопление и сохранность промышленных скоплений нефти и газа.

Как следует из формулировки понятия об ОБ (НГБ), она весьма обобщенная и упрощенная, создающая впечатление о нем как о цельной и однородной системе («организме»). Однако это не совсем корректно, особенно применительно к молодым быстропогружающимся бассейнам, таким как Южно-Каспийский (ЮКБ).

В связи с вышеизложенным, изучение ОБ, и в частности ЮКБ, требует системного подхода. Такой подход определился в последние десятилетия и получил название «бассейновый анализ», или «комплексный бассейновый анализ». Он постоянно совершенствуется и широко используется во всем мире. Именно такой подход лег в основу приведенных ниже результатов обобщения и анализа комплексных исследований ЮКБ, целью которых является определение стратегии дальнейших поисков промышленных скоплений нефти и газа.

Результаты исследований

Формирование осадочного покрова ЮКБ определяется несколькими главными факторами, такими как его размеры, особенности горно-складчатого обрамления, тип консолидированной коры, интенсивность прогибания, скорость осадконакопления, количество и близость источников сноса осадочного материала, его фациальная характеристика. Количественное и качественное соотношение этих параметров определяет степень гетерогенности осадочного разреза.

ЮКБ, в полном соответствии с существующим определением НГБ, в современных ее границах представляет собой область устойчивого прогибания, начавшегося с конца олигоцена и продолжающегося сегодня. В этот бассейн с окружающих горных систем (Б. и М. Кавказа, Талыша, Эльбурса, Копетдага, Б. и М. Балхана), разными речными системами (Волга, Кура, Аму-Дарья и др.) доставлялся (и по настоящий время доставляется) осадочный материал, благодаря чему здесь сформировалась мощная (до 25–30 км) толща осадков. Эти осадки в процессе литогенеза преобразовывались в осадочные породы, которые в дальнейшем подвергались термокаталитическим преобразованиям, сопровождавшимся генерацией нефти и газа и формированием их скоплений. Все выше отмеченные параметры являются обобщенными и характеризуют бассейн в целом.

Однако многолетние комплексные исследования этого бассейна показали, что условия формирования и дальнейшая эволюция его осадочного наполнения не были одинаковы в пространстве и во времени. Возьмем хотя бы начальную историю формирования впадины: эволюцию границ, скорости погружения. Выделяя ЮКБ и изучая особенности его строения, мы, как правило, исходим из современных его границ. Но согласно анализу истории эволюции ЮКБ его границы неоднократно изменялись во времени. Кроме того, изменялась в геологическом времени скорость его прогибания и, соответственно, скорость накопления осадков. Как известно, наибольшее прогибание и осадконакопление, наблюдавшееся в плиоцен-четвертичный период, происходило в центральной части впадины. К этому важно добавить изменение в пространстве долевого вклада в формирование осадочного комплекса ЮКБ различных по литолого-фациальному составу источников сноса осадочного материала.

Ниже анализируется комплекс основных параметров ЮКБ, определяющих строение и вещественный состав его осадочного покрова.

Тектоническая и геодинамическая гетерогенность бассейна

ЮКБ — крупный тектонический элемент земной коры и высокоперспективный нефтегазоносный регион в центральном сегменте Альпийско-Гималайского подвижного пояса, включающий в себя наиболее глубокопогруженную депрессию Земли — Южно-Каспийскую впадину (ЮКВ). ЮКВ — типичная межгорная впадина, обрамленная горными сооружениями Большого Кавказа, Балхана, Копетдага, Талыша, Эльбурса.

С позиции концепции тектоники литосферных плит ЮКВ рассматривается как реликт Большекавказского окраинного моря, которое существовало в юрско-эоценовой эпохе на активной окраине океана Мезотетис. Современная структура ее контролируется коллизией Аравийской плиты с Евро-Азиатской [16, 19, 23].

Ссылаясь на землетрясения с максимальными глубинами до 80–100 км [12] вдоль северной окраины ЮКБ и геофизические данные [14], Knapp C. C., Knapp J. H., Connor J. A. [20] предположили направленный на север поддвиг/субдукцию микроплиты под средний Каспий, который произошел за относительно короткое геологическое время.

За позднеюрский-плейстоценовый период формирования осадочного чехла ЮКБ здесь накопилась не имеющая аналога в мире мощная толща пород, достигающая 20–30 км [15, 19, 21, 25], более 80% которой представлена в тонкопелитовой фракции. Причем в плиоцен-четвертичную историю бассейна наблюдалась лавинная скорость осадконакопления (в среднем около 2,0 км/млн лет), что за последние 5 млн лет привело к скоплению осадков мощностью 8–10 км [17].

Даже простой визуальный анализ приведенного на рисунке 1 графического отображения геологического строения ЮКБ (по геофизическим данным), являющегося следствием вышеуказанных особенностей истории его развития, показывает на наличие пространственной тектонической неоднородности. Это более дислоцированный характер фундамента и базальных осадочных слоев, выклинивание слоев и утонение разреза от центра к бортам, блоковое строение, наличие пластичных слоев, формирующих глиняные диапиры и т. д.

Глубинная неоднородность структуры ЮКВ подтверждается сложностью рельефа сейсмических границ земной коры по данным глубинного сейсмического зондирования. В районе Абшерон-Прибалханского порога наблюдается направленная на север субдукция Южно-Каспийской микроплиты под средний Каспий (рис. 1).

Рисунок 1. Региональный 20 сек. сейсмический профиль через Южно-Каспийскую впадину [9]

Активные геодинамические процессы, возникшие за счет поддвигания Аравийской плиты под Евразию, вовлекают весь осадочный чехол ЮКВ в складчатые деформации, характер которых изменчив в пространстве. Для внутренней части впадины характерны крупные пологие, дислоцированные структуры различной ориентировки, для бортовых частей — линейные складки с большим числом разрывных нарушений. Как правило, структуры имеют кавказское (СЗ-ЮВ) простирание, в отдельных случаях с отклонением к широтному или субмеридиональному.

Неравномерное изменение в пространстве мощности осадочного покрова наглядно просматривается и на схеме рельефа поверхности фундамента в ЮКБ (рис. 2).

Рисунок 2. Структура поверхности фундамента Южного Каспия [22]

Наблюдается неравномерное изменение по площади и гравитационного поля Южного Каспия. Южная часть акватории характеризуется относительно высокими гравитационными значениями (наличие неглубоко залегающих компетентных пород), в то время как северная часть выделяется обширной областью отрицательных значений (зона прогибания) гравитационного поля (рис. 3).

Рисунок 3. Гравитационное поле азербайджанского сектора Южного каспия [7]

В формирования гетерогенности складчатой структуры ЮКВ большую роль играли и глубинные разломы, которые определили блоковое строение бассейна, служили путями фокусированного флюидомассопереноса. Наиболее крупные из них: Западно-Каспийский, Западно-Туркменский и Центрально-Каспийский, корни которых уходят в глубокие слои земной коры и верхнюю мантию.

Установлен неравномерный характер и в современном геодинамическом режиме бассейна. Так, если на юге, в районе Талышской горной системы, скорости горизонтальных движений земной коры (по данным GPS измерений) достигают 14 мм/год, то на севере, на отрогах Б. Кавказа, скорости снижаются до 0 мм/год [6], указывая на развитие здесь сжимающих усилий. Не случайно, что именно на севере бассейна (благодаря силам сжатия) отмечается высокая плотность развития грязевого вулканизма и относительно высокая сейсмичность, в то время как центральная глубокопогруженная часть ее слабо сейсмична или асейсмична (рис. 4).

Рисунок 4. Распределение эпицентров землетрясений в Азербайджане с магнитудой M ≥ 4

Литофациальная гетерогенность осадочного разреза

Формирование литофациальной гетерогенности осадочного разреза в значительной мере определяется пространственно-временными особенностями поступления в бассейн осадочного материала, изменениями палеогеографической обстановки и скорости осадконакопления.

Согласно результатам многолетних исследований, установлена наиболее высокая гетерогенность плиоцен-четвертичного тектоно-седиментационного комплекса. Однако наибольший интерес представляет раннеплиоценовый седиментационный комплекс — т. н. продуктивная-красноцветная толща (ПТ-КТ), которая является главным нефтегазоносным резервуаром ЮКБ.

Как отмечалось выше, гетерогенность разреза ПТ-КТ определяется, главным образом, тем, что в формировании его принимало участие несколько разнофациальных питающих провинций. Так, ПалеоВолга сносила в бассейн преимущественно кварцевые пески, ПалеоКура — преимущественно полимиктовые (полево‑шпатовые), более мелкозернистые фации, палеореки Талыша — фации с большим содержанием обломков вулканогенных пород и т. д. Обширная речная сеть формировала в бассейне флювиально-дельтовые, авандельтовые, шельфовые и склоновые фациальные ряды.

Участие в формировании осадочной толщи ЮКБ нескольких источников сноса осадочного материала и последующие диагенетические процессы находят свое отражение и в распределении аутигенных глинистых минералов (монтморрилонита, каолинита, хлорита и др.) в цементе коллекторов ПТ [5].

В связи с расширением границ бассейна в раннеплиоценовое время и размывом новых областей сноса терригенного материала формировались различные литолого-фациальные типы осадков, несопоставимые или плохо сопоставимые между собой.

Это наглядно видно на примере схемы распределения в пространстве фаций X горизонтa Балаханской свиты ПТ (рис. 5).

Рисунок 5. Карта фаций отложений Х горизонта Балаханской свиты ПТ [5]

В связи фациальными условиями меняются в пространстве и фильтрационно-емкостные свойства пород [11].

Одним из важных показателей условий нефтегазонакопления в бассейне является и суммарная мощность пород-резервуаров (плиоцен-четвертичный комплекс), мощность которых увеличивается от бортовых частей к центральной части бассейна, и поэтому можно заключить, что в этом направлении вместимость резервуаров увеличивается.

В гетерогенности осадочного чехла большая роль принадлежит также перерывам в осадконакоплении и поверхностям несогласия, расчленяющим осадочный чехол на макрокомплексы.

Определенную роль в формировании литофациальной неоднородности осадочного чехла играли и периодические фокусированные импульсные излияния на дно водоема значительных песчано-глинистых масс по каналам грязевых вулканов. По имеющимся оценкам, на суше площадь грязевулканических покровов изменяется в пределах 0,8–38 км2 [18].

Пространственная неоднородность термобарических условий

ЮКБ в целом характеризуются как бассейн с аномально низкими тем пературами и аномально высокими пластовыми (АВПД) и поровыми (АВПоД) давлениями, количественные значения которых изменяются в пространстве. Так, значения температурных градиентов в ЮКВ уменьшаются от ее бортовых частей в направлении центральной глубокопогруженной части (рис. 6).

Рисунок 6. Пространственная изменчивость температурных градиентов в ЮКБ (стрелка указывает направление уменьшения градиентов)

Тепловой поток обычно меняется в пределах 20–70 мВт/м2, в то же время встречаются аномалии, которые на порядок превышают региональный тепловой поток. Эти аномалии, как правило, связаны с активными разломами, грязевыми вулканами и другими высокопроницаемыми субвертикальными зонами, по которым происходит миграция флюидов из глубоких слоев осадочной толщи.

Анализ данных о пластовых давлениях и их градиентов в ЮКБ позволил выявить их неравномерное изменение в пространстве [3, 8]. Интенсивность их возрастает в южном, юго-западном направлениях, четко согласуясь с изменением в этом направлении глинистости пород и мощности глинистых толщ [3] (рис. 7, табл. 1).

Рисунок 7. Зональность распределения пластовых давлений в ЮКБ

Как следует из рисунка 7 и таблицы 1, наиболее высокие геофлюидные давления отмечаются в пределах Бакинского архипелага (зона III), где среднее значение градиентов давлений составляет 18,0 МПа/км (табл. 1).

Таблица 1. ЮКБ: изменение мощности глинистых толщ и градиентов давлений в пространстве

Вышепоказанный характер распределения в пространстве геофлюидных давлений позднее был подтвержден и исследованиями, выполненными нефтяной компанией British Petroleum (рис. 8).

Рисунок 8. Распределение давлений в ЮКБ

Пространственная неоднородность условий генерации нефти и газа

Выявленные отличия в углеводородном (УВ) потенциале и типе органического вещества (ОВ) олигоценовых пород Талыша и ЮВ окончания Б. Кавказа по существу отражают региональные закономерности изменения условий нефтегазообразования. Это имеет исключительно важное значение для оценки перспектив выявления промышленных скоплений УВ на западном шельфе Южного Каспия, и особенно в его южной части (южная часть Бакинского архипелага), где поисково‑разведочные работы не дали положительных результатов.

Как показано на рисунке 9, отмечается отчетливое уменьшение количественных геохимических параметров ОВ (содержание органического углерода (ТОС), генерационный потенциал (S1+S2)) с крайнего севера (ЮВ окончание Б. Кавказа) на крайний юг (Талыш).

Рисунок 9. Содержание ТОС (а) и УВ потенциала (S1+S2) (б) пород олигоценовых отложений Б. Кавказа и Талыша

На рисунке 10 отражена схема изменения качества (типа) ОВ (по показателям водородного и кислородного индексов), показывающая смену с севера на юг нефтегазопродуцирующих его свойств на преимущественно газопродуцирующие.

Рисунок 10. Изменение качества ОВ олигоценовых пород Б. Кавказа и Талыша

Подтверждением указанного на рисунке 10 факта стали также результаты оптического изучения ОВ пород. В ОВ олигоценовых пород Б. Кавказа отмечается более высокое содержание аморфных компонентов морского генезиса (рис. 11). ОВ олигоценовых пород Талыша содержат различные по морфологическим и текстурным характеристикам палинологические остатки, среди которых преобладают остатки растительного происхождения.

Рисунок 11. Результаты оптического изучения ОВ олигоценовых пород Талыша (а) и Б. Кавказа (б)

Что касается изменения в пространстве степени преобразованности ОВ, то этот параметр увеличивается в направлении от Б. Кавказа к Талышу, что объясняется влиянием здесь эоценового вулканизма.

Таким образом, на западном борту ЮКВ наиболее благоприятными свойствами для нефтегенерации обладают олигоцен-миоценовые отложения в ее северной части (отроги ЮВ окончания Б. Кавказа).

Этот вывод базируется в основном на результатах исследований на прилегающей к Южному Каспию территории суши. Однако в настоящее время основные перспективы обнаружения крупных скоплений УВ связываются с глубоководной частью бассейна. В этой связи представляет большой интерес выявление тенденции изменения качества материнских пород и в направлении с суши в море (с СЗ на ЮВ). Графическое отображение такого анализа приведено на рисунке 12. Из него следует, что в сторону моря наблюдается очевидная тенденция улучшения нефтегенерирующих свойств пород, как диатомовой свиты, так и майкопской серии.

Рисунок 12. Изменение качественной характеристики осадочных веществ олигоцен-миоценовых отложений с С3 на ЮВ (в сторону моря)

Важно также отметить установленную региональную зональность в распределении УВ и по их фазовому состоянию в залежах ПТ [1, 2, 10]. Нефтяные и газонефтяные залежи сконцентрированы в основном в бортовых частях и в наиболее приподнятых тектонических элементах впадины на небольших глубинах, тогда как газоконденсатные залежи встречаются в наиболее погруженных зонах на относительно больших глубинах. Иначе говоря, в сторону регионального погружения складчатости нефтяные залежи замещаются газонефтяными и далее нефтегазоконденсатными и газоконденсатными. В этом же направлении увеличивается соотношение газа к нефти (увеличение газового фактора).

Обобщение результатов вышеприведенного анализа позволяет однозначно заключить, что ЮКБ характеризуется пространственной неоднородностью. Причем по комплексу основополагающих параметров наиболее благоприятными условиями для генерации, миграции и формирования в Южном Каспии месторождений УВ обладает ее северная часть (Абшеронский архипелаг с прилегающим Абшеронским п‑вом, северная часть Бакинского архипелага с прилегающей сушей и глубоководной частью моря). Этот вывод хорошо согласуется с установленными в результате поисково‑разведочных работ особенностями промышленной нефтегазоносности главного резервуара ЮКБ — ПТ. Многолетними поисково‑разведочными работами главный очаг нефтегазонакопления в этом региональном резервуаре выявлен в северной части Южного Каспия (рис. 7).

В южной же части ЮКБ поисково‑разведочные работы, выполненные как азербайджанскими, так и иностранными компаниями, пока не дали положительных результатов.

Заключение

Результаты выполненного анализа изменения в пространстве тектонических, термобарических, литофациальных и геохимических условий, а также особенностей генерации, миграции, формирования и сохранения месторождений нефти и газа в ЮКБ дают основание признать неоднородность строения и вещественного состава бассейна.

Обобщая результаты выполненного на примере ЮКБ анализа, можно отметить следующее.

1. Определение той или иной территории Земли как ОБ (НГБ) на основании общности истории ее геологической эволюции и современного строения не означает, что он в целом является однородным объектом по своему вещественному составу и интенсивности, протекающих в его оболочках физико-химических процессов.

2. Формирование и весь ход дальнейшей эволюции ОБ протекают под влиянием многих сочетающихся и, естественно, влияющих друг на друга факторов. Поэтому получение полного и объективного представления о том или ином бассейне является комплексной задачей.

3. Современный ОБ (особенно молодые быстропогружающиеся бассейны) не является статическим объектом, а представляет собой динамичную, находящуюся в постоянном развитии и видоизменении структуру.

Выявлена пространственная неоднородность ЮКБ, проявляющаяся в неравномерном характере нефтегазонасыщения недр: наибольшие ресурсы и обнаруженные промышленные скопления нефти и газа сосредоточены главным образом в северной части одноименной впадины. Это требует внесения соответствующих корректив в стратегию дальнейших поисков здесь нефти и газа.

Важно отметить, что до сих пор поиски нефти и газа в ЮКБ базировались в основном на антиклинальной теории формирования их промышленных скоплений. Однако, учитывая, что гетерогенность осадочного разреза благоприятствует широкому развитию нетрадиционных, стратиграфически- и литологически-экранированных ловушек, то они могут рассматриваться как новые, еще не освоенные перспективные объекты для поисков нефти и газа. В качестве первоочередных объектов могут быть рекомендованы палео-русла, песчаные бары, связанные с дельтой ПалеоВолги, а также литологически-выклинивающиеся слои ПТ на крутом ЮВ склоне Абшерон-Прибалханского порога.

Литература

1. Абасов М. Т., Кондрушкин Ю. М., Алияров Р. Ю., Крутых Л. Г. Методический подход к изучению и прогнозированию параметров природных резервуаров нефти и газа Южно-Каспийской впадины. Геология нефти

и газа, 2, 2008, с. 27–33.

2. Алиев А. И. Условия формирования залежей нефти и газа в Южно-Каспийской впадине. Известия НАН Азерб. Серия Наук о Земле, 4, 2004, с. 13–24.

3. Буряковский Л. А., Джеваншир Р. Д., Алияров К. Ю. Геофизические методы исследований геофлюидальных давлений. Баку. 1986. Елм. 147 с.

4. Волож Ю. А., Леонов Ю. Г. Осадочные бассейны: методика изучения, строение и эволюция. Под ред. Ю. Г. Леонова, Ю. А. Воложа. — М.: Научный мир, 2004. 526 с.

5. Геология Азербайджана. Том VII. Нефть и газ. Под ред. акад. А. А. Ализаде. Баку. Nafta-Press, 2008, 606 с.

6. Гулиев И. С., Кадиров Ф. А., Рейлингер Р., Гасанов Р. И., Мамедов A. Р. Активная тектоника Азербайджана: по геодезическим, гравиметрическим и сейсмическим данным. Известия РАН, 382 (6), 2002, с. 812–815.

7. Кадиров Ф. А. Гравитационное поле и модели глубинного строения Азербайджана. Баку. Nafta Press, 2000, 112 с.

8. Кадиров Ф. А., Фейзуллаев А. А., Кадыров А. Г. О взаимосвязи распределений в пространстве сейсмичности и аномально высоких давлений в осадочном комплексе Южно-Каспийского бассейна. Геофизика, 2, 2010, с. 32–36.

9. Мамедов П. З. О причинах быстрого прогибания земной коры в ЮКВ. АНХ, 1, 2008, с. 8–20.

10. Мамиесенов Н. Геотермические условия и нефтегазоносность плиоцена востока Южно-Юаспийской мегавпадины. Автореферат диссертации на соиск. ст. д. г.-м. н. Москва. 2004.

11. Фейзуллаев А. А., Исмайлова Г. Г. О качестве резервуаров в глубокопогруженных отложениях в азербайджанском секторе Южного Каспия. Новости геофизики в Азербайджане, 4, 2010, с. 8–12.

12. Халилов Э. Н., Мехтиев Ш. Ф., Хаин В. Е. О некоторых геофизических данных, подтверждающих коллизионное происхождение Большого Кавказа. Геотектоника, 2, 1987, с. 54–60.

13. Холодов В. Н. Осадочные бассейны: закономерности их формирования и принципы классификации. Сообщение 1. Бассейны седиментации. Литология и Полезные Ископаемые, 1, 2010, с. 3–27.

14. Allen M. B., Jackson J., Walker R. Late Cenozoic reorganization of the Arabia-Eurasia collision and the comparison of short-term and long-term deformation rates. Tectonics, 23, 2004, р. 1–16.

15. Artyushkov E. V. Formation of the South Caspian Basin As a Result of Phase Transitions in the Lower Continental Crust.– Doklady Earth Sciences, 417 (8), 2007, р. 1141–1146.

16. Axen G. J., Lam P. S., Grove M. and Stockli D. F. Exhumation of the west- central Alborz mountains, Iran, Caspian subsidence, and collision-related tectonics, Geology, 29, 2001, р. 559–562.

17. Brunet M. F.O, Korotaev M.V, Ershov A.V, Nikishin A. The South Caspian Basin: a review of its evolution from subsidence modeling. Sediment Geol., 156, 2003, р. 119–148.

18. Guliyev I.S, Feyzullayev A. A. All about mud volcanoes. Baku, Nafta Press. 1997. 52 p.

19. Jackson J., K. Priestley, M. Allen and M. Berberian. Active tectonics of the South Caspian Basin. Geophys. J. Int., 148, 2002, р. 214–245.

20. Knapp C. C., Knapp J. H., Connor J. A. Crustal-scale structure of the South Caspian Basin revealed by deep seismic reflection profiling. Mar. Petrol. Geol. 21, 2004, р. 1073–1081.

21. Mamedov P. Z. Genesis and seismic stratigraphic model of the South Caspian megabasin architecture. In «The South-Caspian basin: geology, geophysics, oil and gas content» (Ed. Acad. A. Ali-Zadeh). Baku. Nafta-Press, 2004, р. 150–164.

22. O’Conor R.B, Castle R. A., Nelson D. R. Future oil and gas potential in southern Caspian Sea. Oil and Gas journal, 3, 1993, р. 117–125.

23. Philip H., Cisternas A., Gvishiani A. and Gorshkov A. The Caucasus: an actual example of the initial stages of continental collision. Elsevier Science Publishers B. V., Amsterdam-Printed in The Netherlands, Tectonophysics, 161, 1989, р.1–21.

24. Sedimentary geology spring lecture. Chapter 11. Sedimentary Basins. 2007. http://ocw.mit.edu/courses/earth-atmosphericand-planetary-sciences/12–110‑sedimentary-geologyspring‑2007/lecture-notes/ch11.pdf

25. Zonenshain L. P., Kuzmin M. I., and Natapov L. M. Geology of the USSR: A plate tectonic synthesis. In B. M. Page (Ed.), Geology of the USSR: A plate tectonic synthesis, 21: 1990, р. 169–198. Geodynamic Series, Washington, DC: American Geophysical Union.

Основные индексы:
Brent 57,87 0,5200 (0,91%)
Dow Jones 23 273,96 -54,67 (-0,23%)
Курсы валют:
USD 57,4706 -0,0412 (-0,07%)
EUR 67,5567 -0,3360 (-0,49%)
CNY 86,5717 -0,3120 (-0,36%)
JPY 50,4925 -0,2055 (-0,41%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 5011 0 (0,00%)
Rosneft 316,95 -4,8500 (-1,51%)
Lukoil 2997 3,0000 (0,10%)
Gazprom 126,64 -0,0600 (-0,05%)
Gazprom Neft 231,15 -3,5500 (-1,51%)
Surgutneftegaz 29,4 -0,1200 (-0,41%)
Tatneft 418,25 -6,6000 (-1,55%)
Bashneft 2122 -3,0000 (-0,14%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Станок-качалка

    (jack) механизм балансирного типа, обеспечивающий возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг и присоединённому к ним плунжеру. Или: индивидуальный балансирный привод глубинного нефтяного насоса, сообщающий с поверхности возвратно-поступательное движение плунжеру через колонну насосных штанг.

    (jack) механизм балансирного типа, обеспечивающий возвратно-поступательное движение колонне насосных штанг и присоединённому к ним плунжеру. Или: индивидуальный балансирный привод глубинного нефтяного насоса, сообщающий с поверхности возвратно-поступательное движение плунжеру через колонну насосных штанг.
  • Бурение под фундамент

    (foundation drilling) метод обеспечения твёрдой опоры для платформы на глинистом ложе, когда обычное забивание свай оказывается непрактичным.

    (foundation drilling) метод обеспечения твёрдой опоры для платформы на глинистом ложе, когда обычное забивание свай оказывается непрактичным.
  • Колонковое долото

    (см. также буровая коронка) (hollow bit, core bit) долото для выбуривания подрезания, отрыва и подъёма на поверхность керна. Колонковое шарошечное долото представляет собой пустотелый цилиндр  корпус с вмонтированными в торце шарошками;

    (см. также буровая коронка) (hollow bit, core bit) долото для выбуривания подрезания, отрыва и подъёма на поверхность керна. Колонковое шарошечное долото представляет собой пустотелый цилиндр  корпус с вмонтированными в торце шарошками; в верхней части корпуса имеется резьба для соединения с бурильными трубами. К.д. углубляет забой в виде кольцевой выработки, а остающийся цилиндрический целик породы поступает через центральное отверстие долота в керноприемную трубу, оснащенную в нижней части кернорвателем. Пробурив в заданном интервале ствол колонковым долотом, бурильную колонку с долотом и керноприемной трубой поднимают на дневную поверхность, при этом в момент «отрыва» долота от забоя кернорватель обрывает своими пружинами целик породы от забоя и удерживает его в керноприемной трубе до извлечения на поверхность. Если отбор керна производят в интервале, превышающем длину керноприемной трубы, а работоспособность одного колонкового долота достаточна для всего интервала отбора керна, то используют так называемую съемную грунтоноску, которую периодически, по мере её заполнения керном, извлекают на поверхность при помощи специального ловителя, спускаемого в полость бурильной колонны на канате. Таким же способом освобожденную от керна съемную грунтоноску опускают в скважину и устанавливают в колонковом долоте. Основными элементами всех долот являются: корпус, имеющий в верхней части коническую (замковую) резьбу для присоединения к колонне бурильных труб или погружному двигателю; промывочные устройства для направления струй промывочного агента на забой; породоразрушающие элементы.

  • Буровая скважина

     (well, hole, borehole) нефтяная или газовая это приблизительно цилиндрическое сооружение в глубь Земли, включающее вертикальную и/или наклонную горную выработку любой направленности в непродуктивной зоне и соединённую с ней...

     (well, hole, borehole) нефтяная или газовая это приблизительно цилиндрическое сооружение в глубь Земли, включающее вертикальную и/или наклонную горную выработку любой направленности в непродуктивной зоне и соединённую с ней выработку любой направленности в продуктивном пласте, крепь в виде обсадных труб и цементных оболочек и фильтр, обеспечивающий гидродинамическую связь скважины с продуктивным горизонтом. Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, крепь (обсадная колонная и заколонный цементный камень проф. кольцо), фильтр. По своему назначению скважины бывают: картировочные, структурные, опорные, разведочные и эксплуатационные. Различают также разведочно-эксплуатационные скважины. Устье (mouth, wellhead) это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой  направлением, затем кондуктором и эксплуатационной колонной. 3абой (borehole bottom) это дно ствола скважины. Ствол (borehole, well bore) это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины. Цементное (проф.) кольцо (cement column) это цементная колонна, сформированная в заколонном пространстве.
  • Геотерма

     (geothermic curve) кривая, отражающая распределение природной температуры в недрах с увеличением глубины скважины до начала её эксплуатации.

     (geothermic curve) кривая, отражающая распределение природной температуры в недрах с увеличением глубины скважины до начала её эксплуатации.
  • Потеря циркуляции

    (loss of circulation) значительное или полное поглощение бурового раствора.

    (loss of circulation) значительное или полное поглощение бурового раствора.
  • Тяжёлая нефть

    (heavy oil) нефть с высокой плотностью (более 0,900 г/см3), обусловленной повышенным содержанием асфальто-смолистых веществ, преобладанием в строении углеводородов циклических структур и низким содержанием легкокипящих фракций (начальная температура кипения иногда выше 200 С).

    (heavy oil) нефть с высокой плотностью (более 0,900 г/см3), обусловленной повышенным содержанием асфальто-смолистых веществ, преобладанием в строении углеводородов циклических структур и низким содержанием легкокипящих фракций (начальная температура кипения иногда выше 200 С).
  • Режимы бурения

    (drilling regime, drilling practices) рациональное (в идеале - оптимальное) соотношение нагрузки на долото, скорости его вращения и количества и качества бурового раствора, подаваемого в скважину, в целях обеспечения определённых конечных результатов бурения.

    (drilling regime, drilling practices) рациональное (в идеале - оптимальное) соотношение нагрузки на долото, скорости его вращения и количества и качества бурового раствора, подаваемого в скважину, в целях обеспечения определённых конечных результатов бурения.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика