УДК 550.8+553.9
Абукова Л.А., Исаева Г.Ю., Чигарев Б.Н.
ГЕОФЛЮИДОДИНАМИЧЕСКИЕ ФАКТОРЫ ФОРМИРОВАНИЯ НЕСТРУКТУРНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ В ПЛОТНЫХ КОЛЛЕКТОРАХ
Аннотация
В статье рассматриваются геофлюидодинамические механизмы формирования глубокопогруженных месторождений углеводородов в плотных коллекторах, приуроченных к погруженным частям осадочных нефтегазоносных бассейнов, а также малоизученные факторы, определяющие геофлюидодинамическую обстановку формирования залежей УВ типа tight gas (oil). К таковым, по мнению авторов, относятся: (1) значимые масштабы флюидогенерации глинистых, сланцевых и угольных толщ на больших глубинах в бассейнах с низкой интенсивностью температурного режима; (2) замедленный темп эмиграции вод и УВ в процессе литификации обогащенных органическим веществом (ОВ) флюидогенерирующих толщ; (3) геохимические взаимодействия в системе «вода–порода–ОВ» как фактор стимуляции геофлюидодинамической неоднородности граничных слоев нефтегазоматринских толщ и нарастания пустотности в ее центральных частях; (4) тектоническая природа эволюции пластовых давлений в закрытых геофлюидодинамических системах.
Ключевые слова: флюидогенерация, плотные коллекторы, большие глубины, геофлюидодинамическая неоднородность, нефтегазоносность, осадочный бассейн.
Abukova L.A., Isaeva G.Yu., Chigarev B.N.
GEOFLUIDODYNAMIC FORMING FACTORS OF UNSTRUCTURED HYDROCARBON RESERVOIRS IN TIGHT RESERVOIR ROCKS
Abstract
The article discusses the geofluidodynamic mechanisms of the deep-sunk fields formation in tight reservoir rocks confined to the submerged parts of sedimentary oil and gas bearing basins. The article describes important but little-studied factors that determine the geofluidodynamic environment of the hydrocarbon deposits formation such as tight gas (oil). According to the authors, these include (1) the significant scale of fluid-generation of argillic, shale and coal strata at great depths in basins with low temperature intensity; (2) a slower rate of water and hydrocarbons migration in the process of lithification of organic-rich fluid-generating strata; (3) geochemical interactions in the water–rock–organic matter system as a stimulating factor of the geofluidodynamic heterogeneity of the oil and gas matric strata boundary layers and the increase in cavernosity in its central parts; (4) the tectonic nature of the reservoir pressure evolution in closed geofluidodynamic systems.
Keywords: fluid-generation, tight reservoir rocks, great depths, geofluidodynamic heterogeneity, oil-and-gas potential, sedimentary basin.
DOI 10.29222/ipng.2078-5712.2018-22.art8
Полный текст статьи в формате PDF