Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая

Цзинь Чжицзюнь

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая"

¿г

На правах рукописи

003 16Д401

цзинь чжицзюнь

ОСОБЕННОСТЬ ОБРАЗОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ И ЗАКОНОМЕРНОСТЬ РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СРЕДНИХ И КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ

Специальность 25.00.12 Геологии, поиски и разведка горючих ископаемых

Abi ореферат диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-мииералогических наук

Москва 2007 г.

003164401

Работа выполнена в Китайском Нефтяном Университет и Научно-исследовательском Институте по разведке и ра¡работке нефти СИНОПЕК

Официальные оппоненты.

доктор геолого-минералогических наук,

профессор, академик РАН

Конторович Алексей Эмильевич

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Ермолкин Виктор Иванович

доктор геолого-минералогических наук, профессор

Ьурлин Юрий Константинович

Ведущая организация Всероссийский научно-исследовательский геологический нефтяной институт (ВНИГНИ)

Защита состоится «24» апреля 2007 г в 15 часов на заседании Диссертационного совета Д 212 200 02 при Российском Государственном Университете Нефти и Газа им ИМ Губкина по адресу 119991, Москва, В-296, ГСП-1, Ленинский проспект, 65, ауд 232

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке РГУ нефги и газа им И М Губкина

Автореферат разослан « 2007.

Ученый секретарь

Диссертационного совета

кандидат геолого-минералогических наук,

доцент

Е А Леонова

Общая харастеристика работы Актуальность проблемы В XX веке в мире произошло 15-кратное увеличение уровня потребления энергетических ресурсов - с 0,82 млрд т у т в 1900 г. до 12,3 млрд т ут в 2000 г - при опережающем росте использования углеводородов (УВ)

Суммарное потребление энергетических ресурсов в мире продолжает возрастать и за период в 1970-2004 гг составило более 360 млрд т у.т

В 2000-2005 гг в мире продолжался быстрый рост сароса на все основные виды органического юплмва - нефть (2,2 % в юд), газ (2,8 % в год) и уголь (5,7 % в год) Начиная с 2003 г, в результате увеличения потребления энергоносителей в Китае и США, глобальное использование нефти возрастало на 4,5 % в год, а угля -на 7,3% Мировое потребление газа увеличивалось за последние три года в среднем на 3% в год, главным образом, за счет роста спроса в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР), на Ближнем Востоке, в Южной Европе и в СНГ В 2005 г июбальное производство и потребление энергетических ресурсов достигло 15 млрд тут

Анализ устойчивых процессов в мировой экономике, энергетических программ различных стран, состояния научных исследований указывает на неизбежность дальнейшего увеличения энергопотребления в первой половине XXI века Рост глобальных потребностей в энергетических ресурсах будет происходить в первую очередь за счет Китая, Индии и других стран АТР

Открытие в последние годы в Китае (Ордосский бассейн, Таримский бассейн, Ьохайский залив и др), в Австралии и других странах АТР ряда крупных месторождений углеводородов будет способствовать развитию региона, однако удовлетворить их потребностей ни сейчас, ни в будущем эти открытия не смогут

Основным условием удовлетворения спроса и дальнейшего устойчивого развития энергетического комплекса является постоянное пополнение сырьевой базы нефте- и газодобычи Для дальнейшего подъема добычи нефти и газа необходимо открытие не только новых залежей в старых районах, но и новых

нефтегазоносных областей с богатыми месторождениями А это с каждым годом становится все дороже и труднее

Преодоление негативной тенденции снижения результативности поисково-разведочных работ и создание условий устойчивого развития видится в совершенствовании теоретических основ нефтегазовой геологии Ключевой проблемой является познание основных закономерностей пространственного размещения месторождений углеводородов в земной коре на базе установления причинно- следственной связи нефтегазообразования и нефгегазонакопления

В познании закономерности распределения УВ, снижении риска при поиске и разведке нефти и газа исследование механизма образования залежей УВ является важнейшей проблемой нефтяной геологии и ключевым вопросом "Антиклинальная теория" поиска залежей, созданная в 19-ом веке, долгое время являлась теоретической основой в практике поисково-разведочных работ на нефть и газ С наступлением 20-ого века многими крупными учеными мира разработаны теоретические основы поисков и разведки месторождений УВ на базе органической гипотезы происхождения, миграции и аккумуляции нефти и газа Китайские ученые и геологи-нефтяннк!' ■ учетом особенностей геологического строения территории Китая развили теоретические основы генерации нефти применительно к континентальным отложениям

Настоящая диссертационная работа посвящена развитию научных основ широко признанной в мире теории образования углеводородов, генерируемых нефтегазоматеринскими породами (НМП), их миграции, аккумуляции и формирования залежей в процессе эволюции седиментационных бассейнов, и на ее базе - изучению общих закономерностей и особенностей пространственною распределения крупных и средних нефтяных и газовых месторождений Китая

Цель работы. Углубить и развить теорию ор!анического происхождения У В, создать научные основы для совершенствования системы моделирования бассейнов, теории и методов оценки ресурсов УВ

Исследовать основные закономерности и геологические особенности строения нефтегазоносных бассейнов и характеристик распределения нефти и газа на средних и крупных месторождениях Китая

Диссертационная работа имеет большую практическую значимость для поиска и разведки залежей нефти и газа в китайских нефтегазоносных бассейнах Основные задачи исследования.

Исследовать механизм каталитической генерации УВ керогеном и эффективность генерации УВ гидрогенизацией керогена

Исследовать механизм миграционной динамики нефти и газа в разных средах, приоритетные каналы миграции и закономерностей увеличения нефтегазонасыщенности резеруаров

Изучить процесс образования залежей "моментального образования" и "газа под водой" и построить их модели

На основе понятия «системы образования залежей УВ» и разработанных методов исследования, провести изучение системы образования залежей УВ в Центротаримской области Таримского бассейна

Исследовать закономерности пространственного распределения средних и крупных месторождений нефти и газа Китая типы залежей УВ и распределение средних и крупных залежей, характеристики распределения НМП, коллекторов и покрышек на средних и крупных месторождениях, характеристики миграции и аккумуляции

Подходы к исследованию.

Исследования проведены на трех уровнях локальном, зональном и региональном (бассейновом) На локальном уровне уделяется внимание некоторым, не выявленным ранее механизмам в процессе образования залежей УВ, на зональном уровне разработано понятие «системы образования залежей УВ» и методы системных исследований, на региональном (бассейновом) - обобщены характеристики образующих факторов залежей У В, определившие закономерности размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая Схема подхода к исследованию приведена на рис I.

Статистическим анализ бассейнов в мире

Создание понятии, | методик

Экспериментальные исследования | геологии и геохимии

Поиск и сбор материалов

База материалов

1 Закономерности распределения нефти и газа

Система образования | залежей УВ

Микромеханизм образования залежей УВ

Анализ типичных бассейнов Китая

Исследования фактического примера

Физическое и численное моделирования

Создание баз материалов

Рис. 1 Схема подхода к исследованию

Методы и методики исследований.

Физическое моделирование образования залежей УВ

Геологический анализ залежей УВ в типичных зонах.

Исследования механизма генерации, миграции и аккумуляции УВ

Исследования системы образования залежей УВ сырия

Исследования характеристик и закономерности распределения залежей УВ

Объем выполненных работ.

Изучено более 500 публикаций по теме диссертации работ на китайском, русском и английском языках

Создана база данных по отечественным и зарубежным крупным и средним нефтегазовым месторождениям (412 месторождений), Отбор и анализ 586 проб пород и нефтей

Разработано или реконструировано 8 установок для экспериментального моделирования миграции и аккумуляции УВ, создана ведущая лаборатория исследований механизма образования залежей УВ при Министерстве образования Китая

Проведено 76 групп экспериментов физического моделирования, включающих 477 лабораторных исследований

Составлено 10 графических приложений, иллюстрирующих основные результаты закономерностей распределения и прогноз поисков характеристик средних и крупных месторождений на территории Китая. Научная новизна исследований.

Разработаны методики экспериментальных исследований физического моделирования механизма образования залежей УВ Созданы 3 экспериментальных установки для моделирования миграции и аккумуляции УВ, получено два государственных патента Кигая на изобретения

Проведен комплексный анализ воздействия минеральных катализаторов в процессе генерации УВ из нефтематеринских пород. Установлено, что хлорид в процессе генерации У В играет роль антикатализаторов, а другие минералы являются катализаторами. Экспериментально доказано, что внедрением водорода при гидрогенизации можно ускорить крекинг керогена и повысить эффективность генерации УВ из нефтегазоматерииских пород Установлено, что флюиды, обогащенные водородом, в разной степени участвую! в процессе образования залежей УВ (Залив Бохай)

Выявлено наличие приоритетных каналов в толще пород, по коюрым происходит миграция УВ Установлено новое логичное объяснение асимметричного распределения нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах

Путем проведения экспериментального исследования обнаружены «трехфазные включения», предложено понятие и создана модель "моментального образования" залежей УВ Тектоническое напряжение и напряжение аномального давления самого флюида являются ведущими силами в процессе "моментального образования" залежей УВ

Экспериментальными исследованиями установлен механизм образования "залежей газа под водой" В процессе образования "залежей газа под водой" ведущими силами являются капиллярные, архимеда и расширение объема газа. Выведено динамическое уравнение образования "залежей газа под водой"

Предложено понятие "системы образования залежей УВ" и разработаны методики исследования и система оценки Настоящая работа имеет важное значение для познания закономерностей распределения нефти и газа в многоциклических суперпозиционных бассейнах на территории Китая

Установлены следующие закономерности распределения нефти и газа в Китае

1) Условием, при котором происходит генерация У В и формирование средних и крупных месторождений, является граничное значение в НМП - "дважды 0,5", т е содержание органического углерода С„р, должно быть больше 0,5, а отражательная способность витринита Я„ - превышать 0,5 Величина пика ТС)С=2,0, а величина пика 1*0=1,0 Причем толщина нефтегазоматеринских пород должна превышать десятки - сотни метров Среди НМП в Китае преобладают угленосные толщи, а карбонатные НМП встречаются сравнительно редко

2) Установлено, что для средних и крупных месторождений расстояние миграции УВ обычно меньше 50 км Причем для нефти расстояние миграции меньше, чем для газа

3) На средних и крупных месторождениях залежи в большинстве своем сформировались сравнительно поздно нефтяные - преимущественно в мезо-кайнозое, газа - в основном в кайнозое

4) На месторождениях УВ распространены обломочные разности пород-коллекторов Среди них песчаные и алевролитовые коллекторы занимают 70% Карбонатные коллекторы присутствуют относительно редко На территории Китая 85% коллекторов залегают в интервале глубин 500-2000 м

Научное значение работы.

11роведенное исследование может быть использовано в качестве

Методической основы при выборе приоритетных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ в Китае, составлении прогнозных карт и разработке стратегии геофизических и буровых работ на перспективу,

Методического пособия по проведению исследований по проблеме генезиса нефти и газа, моделированию процессов миграции и аккумуляции залежей УВ, при постановке экспериментальных работ,

Обоснованные автором модели залежей УВ ("моментального", "эпизодического", "газа под водой") являются новыми перспективными объектами поисково-разведочных работ

Установленные автором «приоритетные каналы миграции УВ» являются новым критерием поиска залежей нефти и газа

Выявленные эффекты каталитического влияния разных минералов и поступления водорода при гидрогенизации нефтематеринских пород предложено учитывать при оценке потенциалов генерации НМП и ресурсов УВ

Учебного пособия при изучении курса теоретических основ поисков и разведки нефти и газа в высших и средних учебных заведениях, Справочного пособия по нефтегазовой геологии Китая

Разработанная автором методика анализа системы образования залежей УВ была успешно применена в филиалах СЫРС и СИНОПЕК (Таримский филиал, филиал Турфан-Хами, филиал Ляохэ, филиал Даган, филиал Хуабэй С^С, филиал Шэнли СИНОПЕК)

Реализация результатов работы.

Результаты исследования нашли практическое применение и способствовали открытию ряда крупных нефтегазовых месторождений в Китае Закономерности распределения нефти и газа, установленные в настоящей работе, получили признание в Гаримском нефтяном филиале СЫРС и подтверждены рядом больших открытий месторождений У В В 1994 г автор на основе оценки ресурсов У В и анализа путей миграции впервые предположил, что нефть и газ в Центрально-Таримском поднятии генерировались из местных НМП Использование авторского прогноза способствовало открытию месторождений У В Т2-16, 45 и 62 Значимость и полезность рекомендаций автора были отмечены приглашением и назначением его Высшим советником Таримского нефтяного филиала С^С

Предложения по разведке в депрессии Сяо-Цяоху и рекомендация по заложению трех газовых скважин были приняты филиалом СЫРС Турфан-Хами В результате реализации этой рекомендации было открыто газовое месторождение Сяо-Цяоху Свидетельство на открытие выдано филиалом С^С Турфан-Хами

Заключения о закономерности распределения нефги и газа Китая и анализе потенциала ресурсов УВ использованы в работах «О десятом стратегическом планировании нефти и газа Китая», «О китайском стратегическом планировании ресурсов УВ на среднесрочный период Китайской Инженерной Академии»

Созданная лаборатория моделирования образования залежей УВ стала базовой лабораторией Министерства образования Китая и главным центром экспериментального исследования механизма образования залежей УВ в Китае.

Основные результаты исследований по проблеме образования залежей УВ включены в монографию «Особенности образования залежей УВ и закономерность распределения нефти и газа», ставшей учебным пособием для аспирантов по специальности "геология нефти и газа" в ряде китайских университетов и институтов

Апробация результатов работы. Результаты исследований настоящей диссертационной работы включены в Проекты государственной категории «973» «Нефтегазонакопление и прогноз распределения в типичных суперпозиционных бассейнах Китая» (1999-2004) и «Особенности образования залежей У В и закономерности их распределения в карбонатных породах Китая» (2005-2009)

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на годовом геолого-махематическом собрании (Япония - 1995), годовом собрании AAPG США (Австралия - 2006), 17-ом Мировом нефтяном конгрессе (Бразилия-2002), четвертой и пятой «Всекитайской научно-исследовательской конференции по миграции У В» (1999, 2003), десятом Всекитайском годовом собрании по органической химии и геохимии (2005), годовых собраниях китайских нефтяных геологов (2004, 2006), собраниях, посвященных обмену научно-техническими результатами CNPC (1997, 1999) и стратегии разведки нефти и газа СИНОПЕК (2000, 2003, 2004, 2005) Публикации.

По результатам научных исследований автором опубликовано 90 статей в китайских и международных научно-технических журналах Геология нефти и газа, Journal of Geochemical Exploration, Manne and Petroleum Geology, Journal of

Petroleum Science and Engineering, Organic Geochemistry, Наука Китая, Вестник наук Китая, из которых 10 статей включены в SC1, 12 статей в Е1, 2 статьи в 1STP Перечень основных статей приведен в конце автореферата

Объем и структура диссертации работы. Содержание диссертации обусловлено последовательностью решаемых задач Работа состоит из Введения , 10 глав и Заключения Основной ее текст изложен на 334 страницах и содержит 42 таблиц и 144 рисунка Список литературы содержит 325 наименований

Благодарное! ь. Диссертационная работа выполнена при поддержке Управления фундаментальных исследований Министерства науки и техники, Управления науки и техники Министерства образования, Управлений по науке и технике CNPC и СИНОПЕК, Китайского нефтяного университета и Научно-исследовательского института по разведке и разработке нефти СИНОПЕК

В ходе выполнения диссертационной работы оказали консультации и большую помощь следующие коллеги автора, профессора Пан Сюнци, Цзэн Цзяньхуэй, Лю Лофу, Ху Вэньсюань, Цю Наньшэн, Ли Шуюань, Люй Сюсянь, Тан Лянцзе, Цзян Джэнсюэ, У Шэньхэ, доктора наук Лю Сяопин, Джан Люпин, Цай Джонсень, Инь Цзиньинь, Ван Джисинь и Янь Цзюньцзюнь.

Автор пользовался поддержкой и содействием со стороны следующих китайских ученых профессоров Джан Ивэй, Ван Тао и Ван Цзе, академиков Ван Хунчжэнь, Тянь Цзайи, Ли Дэшэн, Сунь Шу, Лю Гуандин, Ма Чжунцзи, Ван Цзиян, Дай Цзиньсинь, Ху Цзяньи, Цзя Чэнцзао, профессоров Ши Баохэн, Фу Чэндэ, Гуань Дэфань и Джан Иган

В проведении ряда исследований принимали участие докторанты и магистранты Ян Лэй, Гун Сиюмэй, Чжан Цзиньчуань, Лю Кэчи, Сун Чен, Ван Хунюй, Ван Цзюнь, Сие Гуоцзюнь, Сие Фанкэ, На Хэньдун, Джан Цзе.Пу Цзюнь и Ли на.

Огромную помощь в выполнении данной работы оказали Лю Бинь, Цзя Лувэй, Тан Чинлян, Ван Цзюнь, Сие Бо, Ли Сяндун, Лю Су и Алексей Фирсов

Автор получил полезные советы и рекомендации от российских ученых. С Ф Бактурова, А К Башарина, С Ю Беляева, Ю К Бурлина, В П Гаврилова,

В И Ермолкина, В А Каширцева, К А Клещева, А Э Конторовича, С А Моисеева, Г П Мясниковой, В П Филипова, Э М Хапимова и А В Хоменко.

Автор выражает указанным лицам искреннюю благодарность

В диссертационной работе защищаются следующие научные положения:

Научно-технический комплекс оборудования и установок, используемых для физического экспериментального моделирования образования залежей нефти и газа, миграции и аккумуляции УВ,

Алгоритм проведения эксперимента моделирования каталитической генерации УВ керогена и гидрогенизации

Модели формирования залежей "моментального" и "газа под водой"

Методики анализа "Системы образования залежей УВ"

Методика анализа закономерности размещения залежей УВ в Центрально-Таримском районе Таримского бассейна.

Классификация осадочных бассейнов и классификация нефтегазовых залежей и главные факторы образования залежей УВ в бассейнах разного типа, закономерности распределения средних и крупных месторождений Китая

Содержание работы

1. Состояние и тенденции развития экспериментальных исследований процесса образования залежей нефти и газа.

Первый этап - конец XIX века - 50-ые годы XX века В это время доминировала «антиклинальная теория» образования залежей На основе этой теории одновременно начала развиваться «теория неантиклинальных ловушек нефти и газа» и концепция «потенциала флюидов». Образование залежей нефти и газа стали считать динамическим процессом

На втором этапе (60 - 70-ые годы XX века) было проведено всестороннее изучение механизма образования залежей Органическая геохимия в изучении генерации и миграции УВ играла важную роль и быстро развивалась Было получено огромное количество информации по фазовому состоянию, проводящим каналам, направлению, расстоянию, времени миграции и эффективности миграции и

аккумуляции Системно изучены геологические условия образования залежей и установлено, что источники УВ и ловушки являются наиболее важными при образовании залежей Также начали развиваться геологическая теория и исследование механизма образования залежей УВ в континентальной фации

Третий этап - начало 80-х годов - по настоящее время - характеризуется применением современных технологий, компьютеров и технологии физического моделирования Системно изучаются различные условия, механизм образования залежей нефти и газа и их взаимоотношения В последние годы достигнут большой прогресс в сфере анализа динамики образования залежей, направлений и каналов миграции, взаимодействия флюидов и пород, механизма образования нетрадиционных залежей, деятельности глубинных флюидов нефтегазоносных бассейнов и их эффекта образования залежей, лабораторного физического и математического моделирования с помощью компьютеров Разработан ряд новых теорий и методов

Наиболее известные российские специалисты в области исследования механизма образования нефтегазовых залежей и закономерностей пространственно! о распределения нефти и газа И M Губкин, А А Бакиров, Э А Бакиров, M Д Белонин, И О Брод, Ю К Бурлин, M И Варенцов, H Б Вассоевич, В В Вебер, И В Высоцкий, В С.Вышемирский, В П Гаврилов, Ф Г Гурари, А Ф Добрянский, Г X Дикенштейн, А H Дмитриевский, В И Ермолкин, H А Еременко, И П Жабрев, А Э Конторович, M К Калинко, А А Карцев, А Я. Креме, H А Крылов, К А Клещев, С П. Максимов, M Ф Мирчиик, Г П Мясникова, В Д Наливкин, П В Неволин, С С Неручев, И И Нестеров, В Ф Раабен, В В Семенович, Б А Соколов, А А Трофимук, H Ю.Успенская, В Е Хаин, В И Шпильман и др

В указанной области исследований работали и работают ученые из Китая и других стран Дж Брукс, Дж Демейсон, Джан Ивей, Дж Молдован, Р Пеле, К Gubsou (1954, 1968), Dawe (1978), Schowalter (1979), de Marsily (1981), Cacas and de Marsily (1981), Wardlaw (1982), Morrow (1983), Marie (1984), Kalaydjian and Marie (1987), England и др (1987, 1993), Dembicki и др (1989), Ли Сучжэн. (1989), lingerer

et al (1990), Джан Цзэнн и др (1990), Кун Линжун и др (1991), Catalan и др (1992), Чуй Чжихао и др (1993), Selle и др (1993), Rhea и др (1994), Bums и др. (1994), Сун Вэй и др (1994), Yu and Lerche (1995), Тао Ичуань (1995), Larter (1995), Thomas и Clouse (1995), Ца Мин (1997), Цзон Сиу и др (1997), Bekele (1999) и др

2. Проектирование н создание лаборатории моделирования образования залежей миграции и аккумуляции УВ

Для изучения механизма образования залежей миграции и аккумуляции УВ при финансовой поддержке «проекта 211» Китайского нефтяного университета (Пекин) создана лаборатория моделирования образования залежей, миграции и аккумуляции УВ.

В лаборатории разработаны и созданы установки экспериментального моделирования образования залежей УВ (включая а три аппарата экспериментального моделирования миграции и аккумуляции УВ, б три аппарата экспериментального моделирования сохранности и разрушения залежей УВ, с три аппарата экспериментального моделирования миграции УВ в пористой среде) На основе экспериментального моделирования проведено изучение -динамики образования залежей, генерации и миграции УВ, -условий сохранности и разрушения залежей УВ, -диагенеза и оценки пластов-коллекторов,

-миграции УВ и распределения остаточной нефти в процессе добычи, -способов предотвращения и прогнозирования загрязнения окружающей среды и обработки ядерных отходов

3. Исследования механизма образования залежей УВ. 3 I Исследования механизма генерации УВ

3 11 Исследования генерации УВ при катализации керогена В лаборатории применены пиролизованный спектр-газохроматограф, аппарат для оценки пиролиза пород и реакционный котел высокого давления с целью моделирования возможно существующих в геологических условиях, близких к происходящим эволюционным процессам в недрах с применением различных минеральных катализаторов Проведены эксперименты моделирования генерации

УВ с помощью представительных низкозрелых РОВ. Выбраны 15 видов катализаторов монтмориллонит, иллит, доломит, альбит, кальцит, каолинит, углекислый калий, гидрокарбонатный натрий, сульфат магния, сульфат натрия, хлориды (KCl, NaCI, MgCb, CaCI2, SrCI2), а также некоторые их сочетания На основе результатов более 90 экспериментов каталитического моделирования и более 200 данных по анализу и испытанию разработан механизм каталитической реакции различных катализаторов при разных условиях, создана количественная модель по динамике химических процессов и разделены катализаторы на типы ускорения и сдерживания реакции Основные результаты следующие

-Неорганические минералы по-разному участвуют в процессах генерации УВ при пиролизе керогена. Хлориды имеют определенные антикаталитические свойства, а остальные минералы имеют нормальные каталитические свойства.

-Матрицы разных минералов проявляют сильное каталитическое действие в процессе генерации УВ керогеном При наличии безводной среды влияние иллита наиболее заметное В меньшей степени влияют, каолинит, альбит и доломит, затем монтмориллонит, в наименьшей кальцит При наличии водной среды, каталитическое действие монтмориллонита выше, чем иллита Не меньшая роль принадлежит кальциту

-Наличие катализаторов оказывает влияние не только на объем и эффект генерации УВ керогеном, но и на химический состав пиролизованных УВ В результате содержание легких углеводородов и объем генерации изоуглеводородов увеличиваются, а содержание тяжелых УВ - уменьшается

3 1 2 Исследования эффекта генерации УВ гидрогенизированным керогеном В мантии Земли содержится большое количество водорода Флюиды с повышенным содержанием водорода могут вдоль глубинных разломов мигрировать в верхние сферы Земли, даже до дневной поверхности Исследования подтвердили, что флюиды из мантии Земли от Бохайского залива до востока Китая содержат большое количество Н2 Крупномасштабные извержения магмы, движения по ■ лубинным разломам приводят к тому, что мантийные флюиды, в тч u H¡ мигрируют вверх в верхнюю часть земной коры или осадочные бассейны Несмотря

на то, что часть их выбрасывается за пределы атмосферы, значительная часть летучих компонентов мантии Земли должна оставаться в осадочных бассейнах На основании сравнительного анализа органических геохимических параметров НМН между подвижными и стабильными районами мантийных флюидов высказано предположение, что во впадине Дунин бассейна Залива Бохай водород мантии Земли принял участие в процессе генерации УВ и внес значительный вклад в объем генерированных УВ

Для выявления эффекта генерации УВ с гидрогенизацией проведены экспериментальные исследования и получены следующие результаты

-Гидрогенизация может повысить эффект генерации УВ для керогена II и III типов,

-После вступления в пик генерации УВ эффект гидрогенизированной генерации УВ керогеном сапропепьного типа наиболее заметен (максимальный прирост до 148%) Отсюда следует, что "перезрелые" НМП под действием богатых водородом флюидов могут продолжать генерировать большое количество УВ Для керогена гумусового типа эффект гидрогенизированной генерации УВ заметен на всех этапах Поэтому независимо от типов и этапов преобразования керогена, эффект гидрогенизации тем заметнее, чем меньше водорода у НМП

-Гидрогенизация НМП в первую очередь способствует превращению керогена в УВ с большим числом углерода, а затем с малым числом углерода, гидрогенизация в значительной мере изменила состав пиролизованных нефтей

-На основе экспериментов по гидрогенизированному тепловому моделированию были развернуты геолого-геохимические исследования и изучен эффект гидрогенизированной генерации УВ НМП в осадочных бассейнах Содержание растворенных УВ в НМП в подвижных районах впадины Дунин заметно выше, чем в устойчивых районах Водород глубинных флюидов, по-видимому, является одним из важных факторов, способствующих генерации УВ НМП

3 2 Исследования механиша миграции и аккумуляции

3 2 1 Исследования «приоритетных каналов» в миграции УВ Приоритетными каналами миграции УВ могут быть сбросы, поверхности несогласия, и также горизонты с высокой пористостью и проницаемостью Приоритетные каналы являются путями миграции первоочередного выбора УВ Они занимают крайне малую часть объема в проводящих телах, но мигрируют по ним основные объемы УВ Геологические исследования и более 30 экспериментов моделирования миграции УВ в пористой среде и проводящих телах, а также микроскопические исследования фактических образцов из песчаных коллекторов впадины Дунин (рис 2) подтверждают наличие приоритетных каналов в миграции УВ

Каналы миграции УВ в основном обусловливают«.я динамикой миграции УВ (включая силу архимеда, флюидное давление и капиллярную силу, созданную действием среды) и фильтрационно-емкостными свойствами среды (включая пористость, проницаемость и характеристики их распределения), через которую УВ мигрируют

Приоритетные каналы формируются под комплексным воздействием порового строения пород-коллекторов, разницы проницаемости пород-коллекторов и окружающей среды, геометрических характеристик песчаных пластов, динамики и свойств флюидов Существует критическая скорость вторжения (давление вторжения), влияющая на пути и приоритетные каналы миграции У В Когда скорость вторжения меньше критической величины, УВ мигрируют только по высокопроницаемым пластам, независимо от объемов их вторжения. В случае, когда она превышает критическую величину, с увеличением объемов вторжения, УВ могут передвигаться по другим проницаемым пластам Кроме того, направление вторжения УВ сильно влияет на пути и приоритетные каналы их миграции

Рис. 2 Приоритетные каналы миграции нефти в шлифе песчаника во впадине Донин (увеличение 240 раз при облучении люминесцентной лампой)

3.2.2 Динамический механизм миграции и закономерность увеличения нефтегазонасыщенности в условиях различных сред.

Образование залежей УВ можно представить как процесс увеличения нефтегазонасыщенности в разных средах. Поэтому нефтегазонасыщенность является важным параметром залежей УВ.

1) Для изучения динамического механизма миграции и закономерности увеличения нефтегазонасыщенности в пористой среде было проведено 6 экспериментов моделирования и получены следующие результаты:

-Процесс увеличения нефтегазонасыщенности подразделяется на три этапа: этап быстрого увеличения, этап медленного увеличения, стабильный этап (рис.3).

-Главным фактором, влияющим на всплывание УВ в пористых средах, является поровой диаметр. Существует критический поровый диаметр. В том случае, когда реальный поровый диаметр больше его, происходит перемещение УВ. Величина критического порового диаметра обусловливается разницей плотностей нефти, газа и воды, высотой нефти и газа и собственными условиями пор в породах.

среднезернистый -песчаник

_тонко 1ерн истый

песчаник

.алевролит

-Под действием перепада давления УВ в водосмачиваемых пористых средах часто в первую очередь по одному каналу продвигаются вперед Фронт ограничен и часто проявляется только в одной или нескольких порах С увеличением расстояния между точками фронта и входа, главный путь разделяется на много мелких ветвей и образует область распространения веретенообразных или конусовидных проходов. Миграция УВ не равномерна, а прерывиста Газовая фаза часто мигрирует а виде быстрого внезапного потока

-Смачиваемость также является ключевым фактором, влияющим на всплывание У В В нефтесмачиваемых средах нефть и газ передвигаются легко, а в водосмачиваемых средах - трудно Смачиваемость влияет на максимальную нефтенасыщенность в поровых комплексах при условии одинаковых пористости и проницаемости. Средняя тренд-величина максимальной нефтенасыщеиности в водосмачиваемых поровых комплексах меньше, чем в нефтесмачиваемых

2) Динамический механизм и модель миграции и аккумуляции УВ в неоднородных проводящих песчаных пластах.

На основе геологических данных нефтяного месторождения Шэнто во впадине Дунин и других месторождений проведены более 30 экспериментов моделирования миграции и аккумуляции нефти в пористой среде (однородные песчаные пласты, внутрипластовые неоднородные песчаные пласты, песчаные пласты нормальной, инверсионной и комплексной ритмичности) Результаты экспериментов показали, что неоднородность песчаных пластов (разность проницаемости) сильно влияет на миграцию и аккумуляцию УВ. Разность внутрипластовой проницаемости контролирует нефтенасыщенности и диапазон распределения УВ Например, в песчаных пластах нормальной ритмичности с малой разностью проницаемости УВ более легко концентрируются, чем с большой разностью, а в песчаных пластах нормальной ритмичности с большой разностью проницаемости УВ мигрируют преимущественно вдоль пластов с большой проницаемостью Когда скорость вторжения нефти достигает критической величины, песчаные пласты с малой пористостью и проницаемостью могут служить эффективными каналами и путями миграции нефти, причем диапазон нефтеносности и нефтенасыщенность увеличиваются с приращением объема вторжения нефти

3) Геологическая модель влияния миграции и аккумуляции У В в сбросовых проводящих телах.

Путем геологических исследований формирования залежей УВ в неогеновых толщах с разрывными нарушениями Чжаньхуа провели 24 эксперимента по миграции и аккумуляции нефти в сбросовых проводящих телах непрерывного и эпизодического вторжения однофазной нефти и двухфазной жидкости (нефти/воды) Результаты экспериментов показали, что форма и пути миграции, вторгающиеся пласты, объемы вторжения и динамика миграции в сбросовых проводящих телах сильно отличаются Проводящая способность сбросовой зоны в условиях эпизодического вторжения больше, чем при условиях непрерывною вторжения Под действием АВПД нефть прежде всего заполняет основание нижних песчаных пластов, а затем верхние песчаные пласты, объем вторжения меньше, чем в нижних песчаных пластах При достаточности нефтяного источника объемы вторжения в верхний и нижний пласты постепенно сближаются В условиях непрерывного

вторжения нефть по сбросовой зоне медленно мигрирует вверх до верхних покрышек С увеличением объема или скорости (давления) вторжения, нефть может постепенно заполнить кровлю нижних песчаных пластов. Во время эпизодического вторжения АВПД и сила архимеда являются движущими силами миграции нефти, поскольку произведенная высоким давлением движущая сила очень велика, а действие силы архимеда очень слабо и влияние неоднородности капиллярного сопротивления, вызываемое неоднородностью поровой структуры, относительно слабы Во время непрерывного вторжения сила архимеда и давление вытеснения являются движущими силами миграции нефти, поскольку давление вытеснения очень мало, а действие силы архимеда более заметно, влияние неоднородности капиллярного сопротивления, вызываемое неоднородностью поровой структуры, относительно сильно.

3 3 Исследования механизма и модели двух особенных образования залежей

УВ

3.3 1 Механизм и модель "моментального образования" залежей УВ На основании изучения закономерности распределения залежей УВ в бассейнах как восточной, так и западной частей Китая авюр пришел к заключению о том, что тектонические разломы контролируют распределение залежей нефти и газа, и предложил в 1997 году свою концепцию модели «моментального образования» залежей УВ Суть ее состоит в следующем' следствием тектонических движений является образование разрывов пород, по которым углеводородные флюиды в толщах с АВПД "устремляются" в толщи низкого давления и сконцентрируются в благоприятных местах и образуют залежи У В Обнаруженные явления "трехфазных включений" свидетельствуют о процессе "моментальных образований" залежей УВ

1) Следующие факты подтверждают наличие включений флюидов залежей У В «моментального образования»

В кернах, отобранных из свит Сяганьчайгоу и Сяюшашань третичной системы в районах Шицзигоу, Юшашань и Гаскур западной части бассейна Чайдам, содержатся специфические многофазные включения, названные "трехфазными".

Можно предположить, что в породах третичной системы в западной части бассейна Чайдам прошли три этапа «моментальной» активности

пик глубинного образования залежей на глубине 4100 м и при геотемпературе около 120°С,

фазу глубинного газожидкого течения на глубине 4100-5900 м и при геотемпературе 140-180°С;

фазу преобразования залежей, вызванную тектоническим поднятием в поздний период, на глубине 1800-2000 м и при геотемпературе 60-70°С, кипение наиболее сильное, при котором разрушались ангидритовые кристаллы и сформировалось большое количество трехфазных включений.

2) Модель "моментального образования" залежей УВ и ее значение Наличие "трехфазных включений", включающих УВ, минералы, воду и другие фазовые состояния, подтвердило то, что процесс образования залежей УВ является результатом накопления многократных моментальных акций в течение геологической истории В процессе образования залежей УВ, генерируемых поздним крекингом керогенов, изменение объема поровой воды, обезвоживание минералов и другие факторы формируют АВПД. При сочетании регионального тектонического движения и АВПД образуются микротрещины, по которым происходит миграция УВ и воды из нефтематеринских пород в коллекторы АВПД, вызываемое накоплением флюидов, может разрушать замкнутые горизонты во время интенсивных тектонических движений, в результате чего флюиды «устремляются» из зон с аномальным давлением (компакта) и в конце концов образуют залежи за ее пределами

Процесс миграции подземных флюидов (нефти и газа) в осадочных бассейнах включает две отличные друг от друга модели Первая - традиционно устойчивая и постепенная миграция Этот процесс может быть описан с помощью флюидного потенциала Исследование численного моделирования миграции УВ базируется на этом простом представлении Другая - моментальная и эпизодическая модель Это сложный геологический процесс, происходящий под воздействием различных факторов, который трудно описать математически Обе модели приводят,

соответственно, к двум видам механизма образования залежей. Первая - к образованию залежей в системе давления, имеющая решающую роль в период стабильной тектоники Вторая модель - преобладает в процессе тектонического движения, первичной и вторичной миграции и образования залежей. 3.3 2 Механизм и модель образования "залежей газа под водой" "Залежи газа под водой" впервые были обнаружены на месторождении Blanco в бассейне Сан-Хуан США в 1927 году. В то время исследователи не могли понять механизм их образования и отнесли их к "скрытым ловушкам" J.A Masters в 1979 году официально выдвинул понятие "газ под водой". Leythaeuser (1980, 1982), Welte (1984) и RMGies (1984) считали подобные залежи газа гидравлическими ловушками В 80-х гг прошлого века появились теории АНПД и АВПД R M.Gies (1984), В Е Law (1985) и R С Surdam (1995, 1999)

"Залежи газа под водой" до настоящего времени еще не получили единого и общепринятого определения Требуются углубленные исследования механизма и модели образования залежей газа подобного типа, прогноз их распределения В работе на основании большого числа экспериментов физического моделирования проведены исследования механизма образования "залежей газа под водой", составлено механическое уравнение и проанализирован механизм материального баланса образования таких газовых залежей, разработан метод прогноза распределения залежей на основе механического и материального балансов, и применен в бассейне Турфан-Хами для прогноза распределения залежей

1) Анализ динамики образования "залежей газа под водой" и создание уравнения динамического баланса

Сила архимеда (Pf) и капиллярная сила (Рс) являются парой основных сил в процессе миграции УВ Когда радиус пор пород большой и капиллярная сила слабая, природный газ снизу вверх мигрирует под действием силы архимеда и концентрируется в благоприятных местах, формируя традиционные залежи газа. Когда радиус пор коллекторов мал и капиллярная сила превышает силу архимеда, природный газ не может мигрировать вверх и концентрируется в нижней части водоносных горизонтов Таким образом, одним из основных условий образования

"залежей газа под водой" является Р/< Рс Когда большое количество У В постоянно мигрирует в нижнюю часть коллекторов, здесь будет возникать сила расширения объема УВ (Рр) (динамика мифации) Когда Рр превышает капиллярную силу, силу динамического трения (Ри) (вискозная сила) и силу статического трения (Г,) (трехфазная граничная сила), природный газ нижней части будет продвигать вверх водные массы верхней части, в нижней части концентрируется природный газ с большой площадью и сплошной фазы В итоге формируются "залежи газа под водой" с распределением воды в верхней части и газа в нижней части разреза. Таким образом, необходимыми условиями образования "залежей газа под водой" является

Где, Pg - сила расширения объема УВ, вызываемая генерацией и накоплением УВ, Р/ - сила расширения объема УВ, вызываемая повышением температуры, Ру -сила уменьшения объема газонасыщенных коллекторов, р„ - плотность пластовой воды, ры - средний плотность природного газа, & - ускорение Земли, Ьщ - высота 1азового столба, Рс=2а собО* 1 /г,-1 /гр - капиллярная сила, г, и гр - крайние значения радиуса пор

Теоретический анализ показал, что давление внутри "залежей газа под водой" меньше пластового статического давления, когда пластовое давление равняется гидростатическому давлению "Залежи газа под водой" имеют аномально низкое пластовое давление Когда же пластовое давление превышает гидростатическое, то давление "залежи газа под водой" может превышать гидростатическое давление, но меньше пластового давления, тогда залежи имеют АВПД

2) Механизм образования "залежей газа под водой" и метод их прогноза Решающим фактором для образования "залежей газа под водой" являются плотные коллекторы Когда радиус пор большой, природный газ в основном находится под действием силы архимеда, в результате чего он не может

концентрироваться и образовывать залежи в синклинальной складке, а может только образовать традиционные залежи в ловушках с покрышками Когда радиус пор коллекторов мал, природный газ не может подниматься под двойным действием капиллярной силы и гидростатической силы, а может только концентрироваться в нижней во!нутой части синклинали и формировать "залежи газа под водой". При непрерывной миграции природного газа из нижележащих нефтегазоматеринских пород в нижней вогнутой части синклинали концентрируется все больше и больше "газа под водой", который вытесняет пластовую воду вверх, а пределы образования залежей становятся все шире и шире (рис 4)

Критические условия образования "залежей газа под водой" теоретически могут выражаться радиусом пор газоносных коллекторов Только в тех коллекторах, где радиус пор меньше некоторого предела, могут сформироваться "залежи газа под водой" Согласно статистике пористость песчаников меньше 10% более благоприятна для образования "залежей газа под водой" Количество скоплений "газа под водой" и модель их распределения контролируются фактическими геологическими условиями и материальным балансом

(

Свободная,

абсорбционная, растворенная и диффузионная фазы

Нормальное

давление ^ Плавучесть

Слабая

сплошная фаза

Аномальное давление Весплавучестъ

Сплошная фаза

Рис. 4 Схема нлненеишгфаюно! о состояния флюидов при миграции

ириродною ■*!* в "млсжа! 1111 под водой1

Результаты эксперимента трехмерного физического моделирования образования "залежей газа под водой" показали, что в капиллярных условиях критический радиус пор, при которых газ запечатывается водой, объективно существует, но формирование залежи газа возможно только в случае, если плотность пород-коллекторов достигает определенной величины Критический диаметр пор образования "залежей газа под водой" различен в разных условиях

Таким образом, в процессе формирования и сохранности "залежей газа под водой" существует два вида равновесия, механическое и материальное

На основе тщательного изучения условий образования "залежей газа под водой" в бассейне Турфан-Хами в работе для Сяоцаоху прогнозировались характеристики распределения газа и были подсчитаны их геологические запасы, изучена структура «более продуктивных площадей» газовых залежей и размещены разведочные скважины, открыто газовое месторождение Сяоцаоху

4. Создание и применение методики системы образования залежей УВ.

Рассмотрены нефтегазогеологические характеристики и закономерности нефтегазонакопления в нефтегазоносных бассейнах Китая Обнаружено, что большинство бассейнов западной и центральной частей Китая характеризуется суперпозиционными, тектонически многоциклическими, многослойными НМП, многократным образованием и разрушением залежей, а также смешанными источниками нефти Бассейны восточной части Китая характеризуются быстрым замещением коллекторов среди осадочных континентальных отложений, развитием разрывных нарушений, многослойным характером НМП по площади и вертикали, поступлением УВ из нескольких впадин в одну структурную вершину. Все эго трудно объясняется методикой нефтегазоносной системы, выдвинутой ученым Magoon (1992)

С учетом нефтегазогеологических характеристик нефтегазоносных бассейнов Китая, в настоящей работе обосновано понятие и методика изучения системы образования залежей УВ, которые использованы для проведения детального анализа и изучения раннепалеозойской системы образования залежей У В в центральной части бассейна Тарим.

4 1 Понятие и методика изучения системы образования залежей УВ По аналогии с термином, используемым физикой, «элементы- структура-функция» предлагается "Система образования залежей УВ" "Система образования залежей УВ" - естественная система образования залежей УВ в недрах, охватывающая все необходимые элементы для образования залежей УВ, т е. НМП (с углеводородными флюидами), проводящие тела и ловушки, а также эффективное сочетание между этими элементами. "Система образования залежей УВ" должна иметь структуру, порождающую такую функцию образование залежей УВ.

Вариантом системы является подсистема «очаги-элементы». Выявлены три элемента (очаги, проводящие тела, ловушки), образующие систему. Они в различных сочетаниях могут сформировать в конечном счете 7 комбинаций структур (табл I) Этот вариант имеет большую значимость для познания образования залежей УВ в суперпозиционных бассейнах Китая.

Таблица!. Классификация систем образования залежей УВ.

Типы систем Один элемент Два элемента Три элемента

с одним очагом генерации УВ фс^ф

система генерации с несколькими очагами генерации к о!, во

с тремя

Пояснение • НМП, • Ловушки, 41 НМП+ловушки, • Проводящие тела

Предложены принципы классификации "системы образования залежей УВ", включающие

-три основные составляющие образования залежей* зону нефтегазонакопления, проводящие пути и пределы границ поступления УВ.

-одна залежь УВ с единым ВНК и ГВК принадлежит только одной системе,

-для многоциклических бассейнов со многими очагами и фазами образования залежей По структурным и замкнутым горизонтам высокого давления выделяются циклы образования залежей (НМП, коллекторы, покрышки, нефтегазоносные комплексы) На этой основе проводится классификация типов систем,

-при выделении систем учитываются НМП и основные районы нефтегазонакопления,

-внутри систем должно быть соблюдено единство термобарического и гидродинамического полей

Для изучения степени развития и процесса формирования "системы образования залежей У В" выдвинуто понятие зрелость системы образования залежей УВ и предложена методика ее изучения Под зрелостью понимается степень преобразования УВ от генерации и аккумуляции до образования залежей В соответствие с этим системы образования разделяются на три типа (незрелые, зрелые и перезрелые), с восьмью подтипами

Предложена методика изучения "системы образования залежей УВ", состоящая из определения типов ловушек и перспективных зон нефтегазонакопления, определения эффективных районов поступления нефти и их пределов, определения проводящих систем миграции УВ, восстановления истории миграции и аккумуляции УВ, создания модели образования залежей УВ Для каждого конкретного шага показана ключевая технология Например, в «восстановлении истории миграции и аккумуляции УВ» есть три ключевые технологии включения флюидов, анализ азотистых соединений, определение возрастов породообразующих минералов

4 2 Изучение "системы образования залежей УВ" центральной части бассейна Тарим

Обобщены данные по характеристике нефтяной и газовой геологии бассейна, изучен исторический процесс формирования и эволюции, геологические условия образования залежей УВ в центральной части бассейна Тарим

"Системы образования -залежей УВ" бассейна Тарим характеризуются суперпозиционным развитием по разрезу Может быть выделено три больших цикла

образования залежей, кембрий - конец девона, позднедевонско-юрский и мел-четвертичный. Центральная часть бассейна Тарим представляет собой центральное поднятие, где обнаружены залежи и месторождения нефти и газа различных типов промышленного масштаба в карбоне, силуре и ордовике. Обнаруженные нефтегазовые залежи в основном формировались во втором цикле образования залежей, наличие асфальтовых песчаников большого диапазона в силуре является доказательством разрушения ранее сформированных залежей Формирование и развитие поднятия испытало многократные тектонические движения Страти1рафическое несогласие между верхне и нижнепалеозойскими отложениями разделяет их на два структурных горизонта первого порядка С учетом имеющихся результатов разведки и степени изученности бассейна Тарим, выделяется раннепалеозойская и палеозойская "система образования залежей УВ" в центральной части бассейна Тарим (рис 5)

тгю т/201т/11 г/и тг!2

тг1б т/а т/422 та ни те

Альтитуда

-2000

-2500

-3000

-3500

-4000

Рис 5 Профиль систем обраюванна залежей У В в центральной части Тарима.

Их НМЛ, проводящие тела и ловушки отдельны и принадлежат соответствующим системам, но в первой системе источник УВ - один, а во второй системе -несколько Первая система образования залежей в силуре и ордовике, а вторая система - в карбоне

В данной работе уделено внимание изучению закономерности миграции и аккумуляции УВ в силуре и ордовике 4 2 1 Сопоставление УВ и НМП

В кембрийско-ордовикских морских отложениях бассейна Тарим развиты нижне-среднекембрийские и средне-верхнеордовикские НМП На основании отношений ёаштасегапе к ЬотоИорапе См и Б1апе С2ц и других геохимических показателей проведен анализ сопоставления геохимических показателей УВ и НМП залежей структурной зоны №10 и разрывной зоны 1 (район скв 16) Результаты анализа показали, что источник УВ связан с морскмим фациями в этих зонах и большинство образцов имеет характеристики средне-верхнеордовикских НМП (по Чжан Шуйчану, 2004 г).

4 2 2 Фазы образования залежей УВ

Обобщив характеристики НМП, с учетом истории генерации УВ, тектонических движений, унифицированной температуры включений минерализованной воды, а также биодеградации в залежах и геохимических характеристик УВ, автор пришел к выводу, что время образования залежей в разных толщах северного склона структурной зоны №10 и разрывной зоны 1 (район скв 16) - разные Временем образования залежей в раннепапеозойских системах бассейна Тарим являются позднекаледонско- раннегерцинский, поздне1ерцинско- раннеиндийский и гималайский периоды 4 2 3 Проводящие тела (каналы миграции)

На основе детального изучения характеристик и распределения разрывных нарушений, трещин и поверхностей несогласий центральной части бассейна Тарим выделяется два проводящих тела, включающие нарушения и поверхности несогласий Изучение литологии, органической геохимии УВ, геохимии включений и микроэлементов во включениях свидетельствует о том, что указанные выше

проводящие тела были эффективными в течение всей геологической истории региона

С помощью показателей зрелости метановых и ароматических УВ, показателей миграции азотистых соединений (Later, 19%), характеристик изменения микроэлементов (Ni, Си, Cr, Al, Mg, Мп и Ti) и групп элементов (Ni+B, Na+Li+Ca+Mg+Sr+Ba, Ce+La+Pr+Nd, Ti+Zr+Hf+Nb+Y) (К И Стеланов, 2000) в одиночных и групповых включениях проведен комплексный анализ направления миграции УВ центральной части бассейна Тарим Установлено, что двухфазные УВ имеют разные особенности миграции на северном склоне структурной зоне №10 и в разрывной зоне I (район скв 16)

На северном склоне структурной зоны №10 преобладает вертикальная миграция, в меньшей степени - боковая миграция В районе скв 16 в связи с влиянием регионального несогласия, сформированного в каледонский период, УВ мигрируют в боковом направлении, вдоль поверхностей несогласия между силурийскими и ордовикскими отложениями и концентрируются в тектонических поднятиях Первичная миграция УВ в центральной части бассейна Тарима проходила с севера-запада на юго-восток, и доминировала - боковая миграция

4 2 4 Модель образования залежей УВ

Комплексный анализ характеристик образования залежей УВ в центральной части бассейна Тарим в геологической истории показал, что раннепалеозойские системы образования залежей имеют две модели силурийскую и средне-верхнеордовикскую С позиции миграции и аккумуляции УВ указаны перспективные разведочные объекты в центральной части бассейна Тарим, обусловленные закономерностью миграции и аккумуляции УВ, те силурийские толщи на северном склоне структурной зоны №10 и средне-верхнеордовикские толщи разрывной зоны I

5. Закономерность распределении средних н крупных нефтегазовых месторождений Китая

5 I Классификации нефтегазовых месторождений

С учетом отечественных (Китай) и зарубежных классификаций автором разработана классификация нефтегазовых месторождений Китая по величине запасов УВ (таблица 2)

Таблица 2. Классификация нефтяных и газовых месторождений Китая по величине запасов УВ

Группы месторожден ий Нефтяные месторождения Газовые месторождения

Геологическ не запасы (млн т) Извлекаем ые запасы (млн т) Геологические запасы (млрд куб м) Извлекаемые запасы (млрд куб м)

Гигантские >1500 >450 >1000 >600

Уникальные 500-1500 150-450 300-1000 180-600

Крупные 100-500 30-150 50-300 30-180

Средние ю-юо з-зо 10-50 5-30

Мелкие <0 1 <0 03 <100 <50

5 2 Генетическая классификация нефтегазовых залежей и седиментационных бассейнов

Разработанная автором генетическая классификация нефтегазовых залежей представлена в таблице 3 Главной целью классификации является анализ и исследование типов залежей на средних и крупных нефтегазовых месторождениях Китая Классификация представляет собою трехступенчатый вариант по генезису ловушек и включает 4 группы и 17 классов. В работе представлены характеристики каждого подразделения классификации.

Анализом распределения типов месторождений установлены различия между тремя типами бассейнов (рис 6) Количество открытых крупных нефтяных месторождений в рифтогенных бассейнах абсолютно преобладает, причем средние запасы нефтяных месторождений также самые высокие Крупные и средние газовые месторождения наиболее развиты в кратонных бассейнах, но средние запасы газовых месторождений наиболее высоки в форландовых бассейнах

Структурные

Моноклинальные

Антиклинальные

Осложненные структурными

носами, разрывами

Блоковые

Блоковые, экранируемые в блоках разрывами

Экранированные на крыльях взсоросами

Сжатые, экранируемые нарушениями

Перекрытые моноклиналями, экранированные нар> шениями на одном крыле

Экранированные в своде сбросами

•е

с» £

■е-

5 £

Л X

б 11 £ Ъ

К"

ПИ

г 8

к> —

е р.

I г! * £ 8 Р.?! 1г

* с. — с^ р

'го II

гз а

* ?

5 I

Г? «

С" =

а * Е £

£¡2

гшМИм!

* & * в = £ -

« Р: I £ 0§!

М I

¡11 и

IО.!"I £

С Г.-&-Г. с. г.

X * 5 * = *

2 5 _ -5 5 с = ё | г *

тш I ш

8 8 5 £ £ е 1 £|| I г

а I

Я £ 5 = ё * &!= г 5 Е 5 8

Л 5

1-* «?

0 с * "Э г>

Шг

1 г ез

Г 3

5II £-1.

41 г I > Ш

ее = | г £ Е г с;;!'

щ ||1

и.;

гГр

К = 2

#п

-1

г®.5 _-.= С £ С =7= -

гтя;

1.-1 ы

сг | = ¡.т С:"

" Ч

; с

#1 -г

-Г

й-? (К «

X. X.

Я ~

-С

£ = = £.'сс^ = Гг

| гГЁ

■г.-с „',£ гтс г(ге - ^г

5е к 2-Сгс я §

• ¿2-Е с?« | =

* Е

&Ё£ 1855 ЫI

Е -5

ГГс С

1 & £ ё

ы= г, 7-е- I

'5-гй Г-*

5 К

6 Ев-

Я И

11| 1' I

Г,

Р.1 11

))

Гидравлические залежи и залежи капиллярной силы Стратиграфические I Группа j

Палеогеомор-фологические С вторичными коллекторами 1 | 5

Синклинальные залежи, экрани-руемые водой-калиллярными барьерами Гидравлические залежи В погребенных выступа* С денудацией пластов под "поверхностью несогласия и перекрытием непроницаемыми породами Выклинивание коллекторов вверх по восстанию пластов С линзами поровокавернозио трешинных доломитных коллекторове. С линзами трешинных коллекторов Латеральным замещением вверх по восстанию пластов Лянзовил-ные * 1

SISHS £ с £ s-p = Z %ц im N ЕШ S EliE ? = = 2 С £ X £ ft§5 Я P; * »E г ~s5l С 1 g * - > s 1 E 1 = X ¡Cr. С £ с & * ci E=J s i RsS- ?S S =E tc 5 — Z lill Iiis i*' s s г n E с X X с rv е ~ Ь к t г. г ilNs fffif EI pi ig®ls iifii * r- z ■ i r 1 1 ? £ rt rs Hilf ix 5>=5 г г г е с * с ' - ¡!1р! 2 5 й 5 N I М £ г г £ г о Ö X NJ — IfSI %т IIP N • п 1 Ii I 2s 1 so Д ' г 1 а 1 s Ьд я Ssi-Э Sil 4 * 3 В; g Iii SIS, Iii I i | С S 1 KJ — tM 5£ г? SSI i 13! Iii 'S I I 1 К) — stlllf F, к f; п й ? Е Ё г | Ё1 Ш р 1 и е Е i-o « е £ 5 г * г s с 5 s ' е х ~ Hl се г, в в к - т £ s f. s ю — П?Х С с: ■6-5 г р X §11 £| g г = ' - с Р Sil Е 8 % iE: l i iE i 1 1 ? s с £ Z n II r. "O X s r, X

с SC С tt С >< Cr E jr 1 s с с. с^'Б'гГ f. еЦ« fc с § я г. к s г.Ч г J Irl D ="* s E.'C - ' 5 w Щ1 пц Sfi iIJ PI i § » i Ш& fifi Is * 1 | g 1 1 1 x й " 1 1 1 V 5= ES ££ r * с 1 * s r. E т за: qsffi lli Ц ос с i с FT If i1 s ? &S И H s »f P i 1 s-5 i = ■ E r.

f *

s i "У Ii \ ' \ m 1 / * /■ { -c В | | с. * n »

1 1 р

Это показывает, что рифгогенные бассейны содержат больше жидкой нефги и степень нефтенакопления в них также самая высокая Кратонные бассейны более богаты газом, а форландовые бассейны характеризуются самым высоким накоплением

Кретонный бассейн

Внутри- кратонный рифгогенный бассейн

Замыкание до появления океанической коры

Пассивно континентальный окраинный бассейн

Активно окраинный бассейн

ФорландовыЙ бассейн

Домеэоэойсхий внутри-кратонный рифгогенный бассейн

Кратонный бассейн

пезо-кайнозойский внутри- кратонный рифгогенный бассейн

Пассивно континентальный окраинный рифгогенный бассейн

Сдвиг и растяжение

Сдвиг и сжатие

Активно окраинный рифгогенный бассейн

рифгогенный бассейн

Активно окраинный форландоаый бассейн

Форландовый бассейн

1'нс.б СвЯ1ь между эволюцией плиты и типами бассейнов

5 3 Характеристики распределения элементов для образования залежей средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая 5.3 1 Характеристики распределения НМП Распределение нефтематеринских пород крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая разнообразно в отношении возрастов, типов бассейнов и состава нефтегазоматеринских пород По геологическому возрасту они меняются от раннего палеозоя до кайнозоя. В раннем палеозое они преимущественно сосредоточены в кембрии-ордовике, в позднем палеозое - карбоне-перми, в мезозое-триасе, юре и мелу, в кайнозое - в палеогене и неогене, вплоть до четвертичных. Нефгегазоматеринские породы сложены морскими карбонатами, глинистыми породами, угольными пластами и карбонатами Среди них преобладают

континентальные нефтегазоматерииские породы В мезо-кайнозое преобладают континентальные фации, озерные бассейны весьма развиты, и характеризуются крупным масштабом, длительным временем развития, многообразием типов, большой мощностью отложений и богатством органических веществ нефтегенерации Это время является наиболее важным для нефтегенерации в истории Китая На континентальные отложения приходится 95% открытых запасов Китая

5 3 2 Характеристика распределения пластов-коллекторов Пласты-коллекторы крупных нефтяных месторождений Китая в основном сосредоточены в палеогене, мелу и триасе В разрезе неогене также много коллекторов, но в них преимущественно находится вторичная нефть из палеогена. Крупные и средние месторождения природного газа распределяются в большем количестве толщ, чем нефтяные месторождения, причем их распределение рассеяно Пласты-коллекторы крупных нефтегазовых месторождений преимущественно сложены обломочными породами, причем коллекторы главных нефтеносных комплексов в большинстве случаев представлены средне-тонкозернистыми песчаниками, что составляет 62% от общего количества крупных месторождений и 70% от общих запасов, коллекторы песчаных конгломератов и разнозернистых песчаников в основном развиты в веерообразных дельтах, аллювиальных веерах и других близких к НМП бассейна Залива Бохай, что составляет 21% от общего количества месторождений и 20% от общих запасов

Физические свойства коллекторов крупных нефтегазовых месторождений в общем хорошие, средняя открытая пористость в большинстве случаев превышает 15%, средняя проницаемость обычно превышает 250*103цм2 Физические свойства коллекторов прогиба Диян особенно высоки, в главных нефтеносных комплексах месторождений Шэнто, Дунсинь, Гудун, Гудао, Шаньцзясы и Чэндао средняя открытая пористость составляет 25-35%, средняя проницаемость - 1500-6000х 10" V, на месторождении Шэнто проницаемость даже достигает до 1 ЮООх 10"3}ш2

Среди крупных нефтяных месторождений преобладают не глубокозалегающие Они составляют более половины от общего их числа, Их

запасы составляют 62,85% от общих запасов крупных нефтяных месторождений, количество месторождений средней глубины составляет около трети Глубина залегания большей части крупных и средних газовых месторождений велика, их запасы составляют 51,22% от общих запасов 5 3 3 Характеристика покрышек

По сравнению с мировыми средними и крупными нефтегазовыми месторождениями, литология пород-покрышек месторождений Китая - однородная, преимущественно представлена глинами, лишь на нескольких месторождениях -гипсами

5.3 4 Форма ловушек и характеристика их распределения Анализом форм ловушек уже открытых 41 крупных нефтяных месторождений установлено, что доминирующим остается структурный тип Среди них 15 ловушек антиклинального типа (включая разрывные антиклинали), 9 сбросовых типа "нос" и блокового типа, 7 литологического типа, 10 структурно-литологического или структурно-стратиграфического комплексного типа Среди разных типов ловушек 42 крупных и средних газовых месторождений, антиклинальный тип абсолютно доминирует (36), структурно-литологический или структурно-стратиграфический комплексный тип (4), тип погребенных поднятий (1), тип погребенных платформ (1) Статистический анализ показывает, что нефтегазовые запасы крупных нефтегазовых месторождений имеют хорошее линейное соотношение с емкостью ловушек Коэффициент связанности достигает 0,99

5 4 Характеристика миграции и аккумуляции крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая

Свыше 95% числа месторождений и свыше 95% объема запасов крупных нефтяных месторождений распределены в пределах 50 км от центра источника нефти, а с увеличением расстояния миграции они уменьшаются, это показывает, что нефтематеринские породы обусловливают и контролируют распределение УВ, Поэтому поиски эффективных нефтематеринских пород являются предпосылкой разведки крупных нефтяных месторождений (рис 7).

Ь80| I 601

г зо | « 20)

Ьа=

О )0 20 30 40 50 60 70 80 90 100 <100 Расстояние миграции УВ. км

Связь расстояния миграции с запасами нефти на месторождениях

"з 4000

0 35001

Е з000!

ю 2500, § 2000

1 1500, « юоо; <3 5001

О'

О 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 <100 Расстояние миграции УВ, км

Саяэь расстояния миграции с запасами газа на месторождениях

•|1б

§12 аю

В 8 ^ 6

5 2 т о I

1ъ. □

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 <100 Расстояние миграции УВ, км

Связь расстояния миграции с числом месторождении нефти

12 |ю

Iе е6

# о

£Ь

си

0 10 20 30 40 50 60 70 во 90 100 ООО Расстояние миграции УВ, км

Связь расстояния миграции с числом месторождении газа

Рис. 7 Свить количества крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая и запасов нефти и газа в них с расстоянием миграции.

Абсолютное большинство количества и запасов крупных нефтяных месторождений находится в пределах 15 км от центра источника УВ, а абсолютное большинство крупных и средних газовых месторождений находится на расстоянии 15-90 км от центра источников УВ.

5.5 Время формирования крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая.

Для залежей УВ Китая характерно позднее образование. 80,7% крупных и средних нефтяных месторождений Китая сформировано в кайнозое, 11,5% - в мезозое, 8,8% - в позднем палеозое; 91,7% крупных и средних газовых месторождений Китая сформировано в кайнозое, 8,3% - в мезозое. До сих нор еще не обнаружены крупные и средние нефтегазовые месторождения Китая, сформированные в раннем палеозое.

6. Стратегический прогноз поисково-разведочных работ на нефти и газ в Китае.

В диссертации приведены обобщенные результаты изучения геологического строения нефтегазоносных бассейнов Китая, выполнен прогноз перспектив нефтигазоносности, обоснованы приоритетные направления поисково-разведочных работ, даны рекомендации по современным технологиям их проведения

Обобщив вышеизложенные исследовательские результаты, составлены карты закономерностей распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая и карты прогноза перспективных районов (всего 10 карт), и на основе результатов исследования определены направления работ по поискам нефти и газа.

6 I Новые районы и новые комплексы

Пермско-каменноугольные отложения в северной части Китая, силурийские верхняя и нижняя системы образования залежей УВ и триасовые отложения в южной части Китая (платформа Янцзы).

6 2 Бассейны

Рифтогенные бассейны Неразведанные ресурсы нефти в рифтогенных бассейнах востока Китая достаточно велики, им должно уделяться большое внимание при разведке неструктурных ловушек. Необходимо усилить палеогеографические и палеоморфологические исследования раннего периода развития рифтов, с целью выявления закономерностей распределения погребенных поднятий Целесообразно провести исследования осадочных комплексов и литолого-палеогеографический анализ периода развития рифтов в целях выявления нефтегазовых залежей литологического типа, а также исследования условий образования залежей УВ позднего периода развития рифтов в целях моделирования образования залежей УВ на небольшой глубине

Целесообразно уделять больше внимание разведочным работам в форландовых бассейнах, усилить исследования особенностей строения внутриматериковых форландовых бассейнов Бассейн Кучэ, юго-западная часть бассейна Тарим, южная окраина бассейна Джунгарии, северная часть платформы

Турфан-Хами, западная окраина бассейна Ордос и западная часть бассейна Сычуань имеют большие перспективы на поисково-разведочные работы

Кратонные бассейны являются важным типом бассейнов Китая для поисков нефти и газа Бассейны Тарим, Сычуань и Ордос являются важной базой для обеспечения резервных запасов в краткосрочной перспективе Районы нижнего течения реки Янцзы, средне- и верхнепротерозойские отложения севера Китая также являются важными разведочными объектами Должны быть усилены исследования фундаментов, глубинных характеристик, истории развития древних поднятий, многократной генерации УВ и образования залежей в кратонных бассейнах

Также необходимо уделить большое внимание исследованиям мезозойских и кайнозойских бассейнов, связанных с тремя сдвиговыми разломами 1) Альтин Дуньхуан, Суоэкучэ, Тула, Кумкули, Чайдам, Суганьху, Чжанма, Цзючйюнь, Хуахай, Джонкоуцзи и Чжагэгаонао 2) Таньлу Сунляо, Бохайский залив, Южный Хуабэй, Субэй - Южное желтое море и тд 3) Саньцзян Байсз, Хэпу, Наньнин, Нинмин, Шанси, Ингэхай, Бокбо, Цюндоннань и Чжуцзянкоу

Заключение

В ходе выполнения диссертационной работы были сделаны следующие основные выводы и заключения

1 Неорганические минералы играют различную роль в процессе пиролизованной генерации УВ керогеном Из них хлориды имеют определенные антикаталитическое действие

В процессе генерации УВ преобразование керогена и участие водорода повышает эффективность генерации У В Чем беднее водородом НМП, тем заметнее эффект гидрогенизации НМП.

2 Эксперименты моделирования миграции УВ и исследования керна песчаных коллекторов из впадины Дунин свидетельствуют о наличии приоритетных каналов миграции У В Пути и каналы миграции УВ контролируются динамикой миграции и характеристикой среды

3. Прирост нефтенасыщенности в пористой среде испытывает быстрый, медленный и стабильный этапы, диаметр пор и смачиваемость являются ключевыми

факторами, влияющими на всплывание VB Неоднородность песчаных пластов оказывает существенное влияние на миграцию и аккумуляцию УВ и нефтенасыщенность. В условиях эпизодического и устойчивого непрерывного внедрения форма и пути миграции, объем внедрения и динамика миграции сильно отличаются

4 Модели моментального и эпизодического образования залежей УВ позволяют по-новому рассмотреть перспективы поиска и разведки нефтегазовых месторождений Глубинные крупные разломные зоны и прилегающие к ним части могут быть перспективными поисково-разведочными зонами

5 Механика образования "залежей газа под водой" свидетельствует о возможности наличии залежей с нетрадиционным распределением нефти (внизу) и воды (вверху) "Залежи газа под водой" имеют большие перспективы для новых открытий и в Китае и в других странах

6 Методика исследования системы образования залежей УВ, использованная в работе, более эффективно на практике, чем методика нефтегазоносной системы В центральной части бассейна Тарим выделяется ранне-палеозойская и палеозойская системы образования залежей УВ, источник нефти в раннепалеозойской системе относится к средне- и верхнему ордовику Формирование залежей У В происходило в три этапа и имеет две модели образования залежей

7 Литоло! ические типы неф гемат ери неких пород в кратонных бассейнах Китая однородны и в основном представлены 1линисгыми сланцами Количество угольных толщ, являющихся НМГ1 для крупных и средних нефтегазовых месторождений в Китае (20%), заметно больше, чем в других регионах мира Среди НМП для крупных и средних нефтегазовых месторождений в Китае преобладают типы U и III, 4ip в полной мере отражает особенность месторождений континентальных фаций Нижний предел Сор составляет 0,5, нижний предел зрелости - 0,5 Все системы образования залежей УВ в Китае, сформировавшие крупные и средние нефтегазовые месторождения, располагаются в центрах эффективных НМП Расстояние миграции не превышает 50 км в более чем 95%

системах образования залежей крупных и средних нефтяных месторождений в Китае, а для газовых месторождений - не превышает 100 км

Для нефтегазовых залежей Китая характерно позднее образование В Китае 92,2% крупных и средних нефтяных месторождений сформировалось в мезозое и кайнозое, 8,8% - в позднем палеозое, А газовые месторождения - 91,7% в кайнозое,-8,3% в мезозое

8 Соотношение ресурсов нефти к газу в мире составляет 10 7, в то время как в Китае - 10 4 Территория Китая характеризуется тем, что нефти открыто больше чем газа, а в разрезе доминируют континентальные фации Это объясняется тем, что в мезозое и кайнозое произошли тектонические движения Многоциклические суперпозиционные бассейны широко распространены в мире Но суперпозиционные бассейны в Китае характеризуются многократными тектоническими движениями, их огромными масштабами, большой сложностью распределения нефти и газа Это связано с тем, что площадь кратонных бассейнов Китая небольшая и они располагаются на стыке трех плит, бассейны характеризуются «активными движениями»

9 Потенциалы нефтегазовых ресурсов УВ Китая огромные Большинство бассейнов находится в ранней и средней стадии освоения ресурсов УВ Бассейны Залив Бохай, Сунляо, Тарим, Ордос, Джунгария, Чжуцзянкоу-Ингэхай, Восточно-Китайское море, Субэй-Южное желтое море и Чайдам являются основными районами для наращивания запасов УВ

Список основных публикаций:

1 В И Шпильман, Цзинь Чжицзюнь Закон распределения выявленных и не выявленных залежей нефти и газа по величине запасов. Геология нефти и газа, ¡993, № П

2 Цзинь Чжицзюнь Сравнительное исследование моделей распределения масштабной частоты пяти основных типов залежей УВ и его значение Вестник ассоциации нефтяников, 1995, № 16 (3), с 6-13

3. Цзинь Чжицзюнь, Шпильман В И , У Шоучжэн Система количественной оценки ресурсов УВ Комментарий по геологическим вопросам, 1996.

4 Цзэн Цзяньхуй, Цзинь Чжицзюнь Подземные воды и вторичная миграция и аккумуляция нефти и газа Комментарий по геологическим вопросам, 1996, № 42

5 Цзинь Чжицзюнь Перспективы развития нефти и газа Китая на основе особенностей структуры ресурсов нефти и газа Ассоциация наук Китая Форум молодых ученых, № 21, 1997

6 Цэн Цзяньхуэй, Цзинь Чжицзюнь, Ван Вэйхуа. Настоящее состояние исследования экспериментального моделирования вторичной миграции и аккумуляции нефти и газа и его развитие Вестник нефтяного университета, (Страница естественных наук), 1997, №21 (5), с 94-97.

7 Цзинь Чжицзюнь, Пан Сюнчи, Люй Сюсян Разведка нефти и газа в карбонатных отложениях морских фаций Китая. Разведчик, 1998, Ка 3 (10), с 66-68

8 Лу Сюсян, Чжан Ивэй, Цзинь Чжицзюнь. Теория цикличности образования залежей в Таримском бассейне Изучение бассейнов и залежей, Изд-во нефтяная промышленность, 1998

9 Ни Wenxuan, J'in Z J, Qiu Nansheg Boiling process of low temperature formation water in petroleum system, Qaidam Basin Chinese Science Bulletin, 1999, № 44 (supp), с 77-78

10 Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань Стратегия разведки "залежей газа под водой". Нефтяная разведка и разработка, 1999, № 26 ( 1 ), с 4-5

П.Чю Наньшэн, Цзинь Чжицзюнь Эпизодическое образование залежей нефти и газа Новинки геологических наук, 2000, № 7 (4), с 561-567

12 Сун День, Цзинь Чжицзюнь Статистические характеристики крупных месторождений Вестник нефтяного университета, (Страница естественных наук), 2000, № 24 (4), с 11-14

13. Lu Xiuxiang, Jin Z J, Pi Xuejun, Li Qinming Hydrocarbon Accumulation and Distribution in the Lower Paleozozic Carbonates in Tarim Basin Science in China (Series D), 2000, № 43 (5), с 501-506.

14 Jin Z J, Sun Y Z, Yang L. Influences of deep fluids on organic matter of source rocks from the Dongying depression, East China. Energy Exploration & Exploitation, 2001, № 19 (5), с 479-486

15 Чжан Цзиньчуань, Цзинь Чжицзюнь, Джан Ивэй Определение и изучение геологических характеристик "залежей газа под водой" Вестник нефтяного университета, 2001, Ks 25 (6), с. 25-28

16 Ян Лэй, Цзинь Чжицзюнь. Эффект образований залежей УВ из водородов в глубокозалегающих флюидах Новинки геологических наук, 2001, № 8 (4), с 337-341

17 Г С Фрадкин, Ц Чжицзюнь, А К Башарин, С Ю Беляев. Эвапоритовые экраны нефтегазоносных резервуаров сибирской и таримской платформ Геология и геофизика, 2001, № 42 (11-12), с 1945-1953

18 Цзинь Чжицзюнь, Ян Лэй, Цэн Цзяньхуэй Действие глубинных флюидов и эффект образования У В в Донинской депрессии Нефтяная разведка и разработка, 2002, № 29 (2), с 42-44

19. Цзинь Чжицзюнь, Джан Цзиньчуань Механизм образования "залежей газа под водой" Новинки геологических наук, 2002, № 9 (3), с 208

20 Цзинь Чжицзюнь, Се Фанкэ Характеристики распределения пластовых давлений в типичных нефтегазоносных бассейнах Китая Вестник нефтяного университета, (Страница естественных наук), 2002, № 26 (6), с 1-6

21 Цзинь Чжицзюнь, Джан Люйпин, Ян Лэй Геохимические характеристики флюидов и эффект образования залежей УВ на глубине осадочных бассейнов

Наука Земли - Вестник Китайского Геологического Университета, 2002, № 27 (6), с 659-665

22 Цзинь Чжицзюнь, Джан Люйпин, Цэн Цзяньхуэй Мульти-оригинальные метановые углеводороды, связанные с флюидами мантийного источника, обогащенными углекислым газом в Донинской депрессии Китайский бюллетень наук, 2002, №47 (16), с 1276-1280

23 Цзинь Чжицзюнь, Тан Лянцзе, Ян Минхуэй. Главные характеристики мезозойско-кайнозойских внутриконтинентапьно-форлаидовых бассейнов в центральных и западных областях Кигая (Очерки) Пекин Изд-во нефтяная промышленность, 2002

24 Цзинь Чжицзюнь Теоретические прогнозирования геологических характеристик и диапазона распределения "залежей газа под водой" в бассейне 1урфан-Хами Труды всекитайского научного семинара "газ под водой", 2002

25 Лю Лофу, Цзинь Чжицзюнь Характеристики распределения главных нефтегазоматеринских пород средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая Вестник ассоциации нефтяников, 2002, № 23 (5), с 6-13

26. Ван Фэйюй, Цзинь Чжицзюнь, Люй Сюсян, Сяо Сенмин Теория и новые методики анализа периодов скоплений нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах Развитие наук земли, 2002, № 17 (5), с 754-762

27 Pang X Q, Jin Z J, Zeng J H Prediction of the distribution range of Deep Basin Gas accumulations and application in the Turpan-Hami basin Energy Exploration & Exploitation, 2002, № 20 (2-3), с 253-286

28 Qiu Nansheng, Jin Z J, Li Jingchang Discussion on thermal wave model used in the thermal evolution analysis in the tarim basin Acta Geophysics Sínica, 2002, № 45 (3), с 411-419

29 Ван Цинчэнь, Цзинь Чжицзюнь Суперпозиционные бассейны и концентрация скоплений нефти и газа, Фундаментальные науки Китая, 2002, № 6, с 4-7

30 Цзинь Чжицзюнь, Инь Цзиньинь, Се Фанкэ Строение литосферы, образование и распределение залежей УВ в бассейнах Геологическая наука, 2003, № 38 (3), с 392-402.

31 Цзинь Чжицзюнь, Джан Цзиньчуань Модель двойного механизма образования газовых залежей Вестник ассоциации нефтяников, 2003, № 24 (4), с 13-16

32 Zeng J Н, Jin Z J Experimental investigation of episodic oil migration along fault systems Journal of Geochemical Exploration, 2003, № 78-79, с 493-498

33 Jianguo Du, Jin Z J, Hongsen Xie Stable carbon isotope compositions of gaseous hydrocarbons produced from high pressure and high temperature pyrolysis of lignite Organic Geochemisty, 2003, № 34 (1), c. 97-104

34 Цзинь Чжицзюнь, Тан Лянцзе, Ян Минхуэй Изучение главных характеристик и нефтегазоносности континентально-окраинных и внутриконтинентально-форландовых бассейнов Вестник ассоциации нефтяников, 2004, № 25 (1), с 812

35 Jin Z J, Wang Q С Recent developments in study of the typical superimposed basins and petroleum accumulation in China Exemplified by the Tanm Basin Science in China Series D-Earth Scicences, 2004, № 47 Suppl, с 1-15

36 Jm Z J, Bai G P, An introduction to petroleum and natural gas exploration and production research in China. Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004, № 41 (1-3), с 1-7

37 Jin Z J, Zhang L P, Yang L Preliminary study of mantle-derived fluids and their effects on oil/gas generation in sedimentary basins Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004, №41 (1-3), с 45-55

38 Се Гоцзюнь, Цзинь Чжицзюнь, Ян Лина Математическое моделирование образования "залежей газа под водой" Вестник нефтяного университета, (Страница естественных наук), 2004, № 28 (5), с 13-17

39 Цэн Цзяньхуэй, Цзинь Чжицзюнь, Джан Люпин Характеристики действий флюидов мантийного источника и эффекты их скоплений в разрывном поясе Гаоцин - Пиннань депрессии Донин Комментарий но геологическим вопросам, 2004, № 50 (5), с 502-506

40 Пань Цзипин, Цзинь Чжицзюнь Потенциал и стратегия разведки ресурсов нефти и газа Китая Вестник ассоциации нефтяников, 2004, № 25 (2), с 1-6

41 Сунь Доншэн, Цзинь Чжицзюнь, Люй Сюсян, Ян Минхуэй Разделение систем аномальных давлений в осадочных бассейнах и их связь с миграцией и аккумуляцией нефти и газа Геология нефти и газа, 2004, № 25 (1), с 14-20

42 Ни W X, Jin Z J, Song Y С Theoretical calculation model ot heat transfer for deep-derived supercritical fluids with a case study ACTA Geologica Sinica-English Edition, 2004, № 78 (1), с 221-229

43 Ван Симинь, Цзинь Чжицзюнь, Се Чилай Преобразование карбонатных коллекторов под воздействием глубинных флюидов в скважине TZ45 Таримского бассейна Комментарий по i еологическим вопросам, 2004, № 50 (5), с 544-547

44 Лю Кэчи, Цзинь Чжицзюнь Система образования залежей нефти и газа в ордовикских отложениях центротаримского вала в Тариме Наука Земли -Вестник Китайского Геологического Университета, 2004, № 29 (4), с 489-494

45 Ян Минхуэй, Цзинь Чжицзюнь, Люй Сюсян, Сунь Доншэн Система образования газовых залежей и приоритетные эффективные миграционные каналы в складчатом поясе Кучэ Наука Земли - Вестник Китайского Геологического Университета, 2004, № 29 (4), с 440-444

46 Lu X X, Jin Z J, Liu L F Oil and gas accumulations in the Ordovician carbonates ín the Tazhong Uplift of Tarim Basin, west China Joumal of Petroleum Science and Engineenng, 2004, № 41 (1 -3), с 109-121.

47 Цзинь Чжицзюнь Закономерности геологического строения и размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая Геология нефти и газа, 2007, № 2

48 Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань, Юань Миншэн, Пан Сюнчи Геологические условия образования "залежей газа под водой" в бассейне 'Гурфан-Хами на западе Китая Газовая промышленность, 2007, №3

Подписано в печатьФормат 60x90/16 Объем Тираж 10О

Заказ 40

119991, Москва, Ленинский просп ,65 Отдел оперативной полиграфии РГУ нефти и газа им ИМ Губкина

Содержание диссертации, доктора геолого-минералогических наук, Цзинь Чжицзюнь

Введение.

Глава 1. Состояние и тенденции развития экспериментального исследования процесса образования залежей нефти и газа.

1.1. Состояние исследования механизма образования нефтегазовых залежей.

1.2. Тенденции развития исследования механизма образования залежей.

Глава 2. Исследования катализации и гидрогенизации в процессе генерации УВ.

2.1 Катализация в процессе генерации УВ.

2.2 Эксперимент моделирования гидрогенизированной реакции НМП.-.

Глава 3. Строительство лаборатории физического моделирования образования нефтегазовых залежей и методика моделирования миграции и аккумуляции УВ.

3.1. Состояние исследования экспериментального моделирования образования залежей миграции и аккумуляции УВ и тенденции их развития.

3.2 Проектирование и строительство лаборатории моделирования образования залежей миграции и аккумуляции УВ.

3.3 Методология и технология моделирования миграции и аккумуляции УВ в пористой среде.

3.4 Техника и методика моделирования миграции и аккумуляции УВ в транспортных пластах и системе ловушек.

Глава 4. Механизм миграции и аккумуляции УВ и закономерность увеличения их насыщенности в условиях разных сред.

4.1 Механизм динамики и количественная модель миграции УВ в пористой среде.

4.2 Динамический механизм увеличения нефтенасыщенности в пористых средах и его количественная модель.

4.3. Динамический механизм и модель миграции и аккумуляции УВ в неоднородных проводящих песчаных пластах.

4.4. Геологическая модель влияния миграции и аккумуляции УВ в сбросовых проводящих системах.

4.5. Динамический механизм и модель миграции и аккумуляции нефти антиклинальных ловушек.

4.6 Приоритетный путь миграции УВ и его значение.

Глава 5. Механизм моментального образования залежей УВ.

5.1. Создание геологической модели концепции моментального образования залежей УВ.

5.2. Доказательство включений флюидов в моментальном образовании залежей УВ.

5.3. Модель моментального образования залежей УВ и ее значение.

Глава 6. Механизм образования "залежей газа под водой".

6.1 Состояние исследования "залежей газа под водой".

6.2. Механизм и модель образования "залежей газа под водой".

6.3 Изучение «газа под водой» бассейна Турфан-Хами.

6.4 Обсуждение формирования "залежей нефти под водой".

6.5 Разведочные перспективы "газа под водой" в Китае.

Глава 7. Методика исследования системы образования залежей УВ и ее применение в центральной части бассейна Тарим.

7.1 Состояние исследования и актуальные проблемы нефтегазоносной системы.

7.2 Основные понятия системы образования залежей УВ.

7.3 Методика исследования системы образования залежей УВ.

7.4. Характеристики нефтяной геологии бассейна Тарим.

7.5. Деление циклов бассейна Тарим и систем образования залежей УВ центральной части бассейна Тарим.

7.6 Раннепапеозойская система образования залежей УВ с одним очагом и тремя элементами в центральной части бассейна Тарим.

7.7 Палеозойская система образования залежей УВ с многими очагами и тремя положениями в центральной части бассейна Тарим.

7.8 Анализ разведочных потенциалов системы образования залежей УВ центральной части бассейна Тарим.

Глава 8. Статистические характеристики распределения нефти и газа осадочных бассейнов.

8.1. Классификация осадочных бассейнов.

8.2. Формирование и эволюция кратонных бассейнов и статистические характеристики основных факторов образования залежей.

8.3. Формирование и эволюция рифтовых бассейнов и статистические характеристики их главных факторов образования залежей.

8.4. Формирование и эволюция форландовых бассейнов и статистические характеристики их главных факторов образования залежей.

Глава 9. Характеристики распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая.

9.1. Типы и распределение залежей УВ средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая.

9.2. Характеристики распределения нефтематеринских пород крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая.

9.3. Характеристики распределения коллекторов крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая.

9.4 Характеристика распределения покрышек крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая.

9.5 Характеристика миграции и аккумуляции крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая.

Глава 10. Стратегический прогноз нефтегазовой разведки Китая.

10.1. Нефтегазовая разведка в рифтогенных бассейнах Китая.

10.2. Нефтегазовая разведка в форландовых бассейнах Китая.

10.3. Нефтегазовая разведка кратонных бассейнов Китая.

10.4. Разведка нефти в нефтегазоносных бассейнах, связанных со сдвигом.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая"

Актуальность проблемы. В XX веке в мире произошло 15-кратное увеличение уровня потребления энергетических ресурсов - с 0,82 млрд. т.у.т. в 1900 г. до 12,3 млрд. т.у.т. в 2000 г. - при опережающем росте использования углеводородов(УВ).

Суммарное потребление энергетических ресурсов в мире продолжает возрастать и за период в 1970-2004 гг. составило более 360 млрд. т.у.т.

В 2000-2005 гг. в мире продолжался быстрый рост спроса на все основные виды органического топлива - нефть (2,2 % в год), газ (2,8 % в год) и уголь (5,7 % в год). Начиная с 2003 г. в результате увеличения потребления энергоносителей в Китае и США, глобальное использование нефти возрастало на 4,5 % в год, а угля - на 7,3%. Мировое потребление газа увеличивалось за последние три года в среднем на 3% в год, главным образом, за счет роста спроса в Азиатско-Тихоокеанском регионе (АТР), на Ближнем Востоке, в Южной Европе и в СНГ. В 2005 г. глобальное производство и потребление энергетических ресурсов достигло 15 млрд. т.у.т.

Анализ устойчивых процессов в мировой экономике, энергетических программ различных стран и состояния научных исследований указывает на неизбежность, дальнейшего увеличения энергопотребления в первой половине XXI века. Рост глобальных потребностей в энергетических ресурсах будет происходить в первую очередь за счет Китая, Индии и других стран АТР.

Открытие ряда крупных месторождений углеводородов в последние годы в Китае (Ордосский бассейн, Таримский бассейн, Бохайский залив и др.), в Австралии и других странах АТР будет способствовать развитию экономике этих регионов, однако удовлетворить их потребности ни сейчас, ни в будущем эти открытия не смогут.

Основным условием удовлетворения спроса и дальнейшего устойчивого развития энергетического комплекса является постоянное пополнение сырьевой базы нефте- и газодобычи. Для дальнейшего подъема добычи нефти и газа необходимо открытие не только новых залежей в старых районах, но и новых нефтегазоносных областей с богатыми месторождениями. А это с каждым годом становится всё дороже и труднее.

Преодоление негативной тенденции снижения результативности поисково-разведочной работы и создание условий устойчивого развития видится в совершенствовании теоретических основ нефтегазовой геологии. Ключевой проблемой является познание основных закономерностей пространственного размещения месторождений углеводородов в земной коре на базе установления причинно-следственной связи нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

В познании закономерности распределения УВ, снижении риска при поиске и разведке нефти и газа исследование механизма образования залежей УВ является з важнейшей проблемой нефтяной геологии и ключевым вопросом. "Антиклинальная теория" поиска залежей, созданная в 19-ом веке, долгое время являлась теоретической основой в практике поисково-разведочной работы нефти и газа. С наступлением 20-ого века многими крупными учеными мира разработаны теоретические основы поисков и разведки месторождений УВ на базе органической гипотезы происхождения, миграции и аккумуляции нефти и газа. Китайские ученые и геологи-нефтяники с учетом особенностей геологического строения территории Китая развили теоретические основы генерации нефти применительно к континентальным отложениям.

Настоящая диссертационная работа посвящена развитию научных основ широко признанной в мире теории образования углеводородов, генерируемых нефтегазо-материнскими породами (НМП), их миграции, аккумуляции и формирования залежей в процессе эволюции седиментационных бассейнов, и на её базе - изучению общих закономерностей и особенностей пространственного распределения крупных и средних нефтяных и газовых месторождений Китая.

Цель работы. Углубить и развить теорию органического происхождения УВ, создать научные основы для совершенствования системы моделирования бассейнов, теории и методов оценки ресурсов УВ.

Исследовать основные закономерности и геологические особенности строения нефтегазоносных бассейнов и характеристики распределения нефти и газа на средних и крупных месторождениях Китая.

Диссертационная работа имеет большую практическую значимость для поисков и разведки залежей нефти и газа в китайских нефтегазоносных бассейнах.

Основные задачи исследования.

Исследовать механизм каталитической генерации УВ керогеном и эффективность генерации УВ гидрогенизацией керогена.

Исследовать механизм миграционной динамики нефти и газа в разных средах, приоритетные каналы миграции и закономерности увеличения нефтегазонасыщенности резервуаров.

Изучить процесс образования залежей "моментального образования" и "газа под водой" и построить их модели.

Исследовать закономерности пространственного распределения средних и крупных месторождений нефти и газа Китая: типы залежей УВ и распределение средних и крупных залежей; характеристики распределения НМП, коллекторов и покрышек на средних и крупных месторождениях; характеристики миграции и аккумуляции.

Подходы к исследованию.

Исследования проведены на трех уровнях: локальном, зональном и региональном (бассейновом). На локальном уровне уделяется внимание некоторым не выявленным ранее механизмам в процессе образования залежей УВ; на зональном уровне разработано понятие «системы образования залежей УВ» и методы системных исследований; на региональном (бассейновом) - обобщены характеристики образующих факторов залежей УВ, определившие закономерности размещения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая.

Методы и методики исследований.

Физическое моделирование образования залежей УВ.

Геологический анализ залежей УВ в типичных зонах.

Исследования механизма генерации, миграции и аккумуляции УВ.

Исследования системы образования залежей УВ.

Исследования характеристик и закономерности распределения залежей УВ .

Объем выполненных работ.

Изучено более 500 публикаций по теме диссертационной работы на китайском, русском и английском языках.

Создана база данных по отечественным и зарубежным крупным и средним нефтегазовым месторождениям (412 месторождений);

Отбор и анализ 586 проб пород и нефти.

Проведено 76 групп экспериментов физического моделирования, включающих 477 лабораторных исследований.

Научная новизна исследований.

Разработаны методики экспериментальных исследований физического моделирования механизма образования залежей УВ. Созданы 3 экспериментальных установки для моделирования миграции и аккумуляции УВ, получено два государственных патента Китая на изобретения.

Проведен комплексный анализ воздействия минеральных катализаторов в процессе генерации УВ из нефтематеринских пород. Установлено, что хлорид в процессе генерации УВ играет роль антикатализаторов, а другие минералы являются 5 катализаторами. Экспериментально доказано, что внедрением водорода при гидрогенизации можно ускорить крекинг керогена и повысить эффективность генерации УВ из нефтегазоматеринских пород. Установлено, что флюиды, обогащенные водородом, в разной степени участвуют в процессе образования залежей УВ (Залив Бохай).

Выявлено наличие приоритетных каналов в толще пород, по которым происходит миграция УВ. Установлено новое логичное объяснение асимметричного распределения нефти и газа в нефтегазоносных бассейнах.

Путем проведения экспериментального исследования обнаружены «трехфазные включения», предложено понятие и создана модель "моментального образования" залежей УВ. Тектоническое напряжение и напряжение аномального давления самого флюида являются ведущими силами в процессе "моментального образования" залежей УВ.

В результате экспериментальных исследований установлен механизм образования "залежей газа под водой". В процессе образования "залежей газа под водой" ведущими силами являются: капиллярные, архимеда и расширение объема газа. Выведено динамическое уравнение образования "залежей газа под водой".

Предложено понятие "системы образования залежей УВ" и разработана методика исследования и система оценки. Настоящая работа имеет важное значение для познания закономерностей распределения нефти и газа в многоциклических суперпозиционных бассейнах на территории Китая.

Установлены следующие закономерности распределения нефти и газа в Китае:

1) Условием, при котором происходит генерация УВ и формирование средних и крупных месторождений, является граничное значение в НМП - "дважды 0,5", т.е содержание органического углерода Сорг должно быть больше 0,5 , а отражательная способность витринита Ro - превышать 0,5. Величина пика ТОС=2,0 , а величина пика Ro=l,0. Причем толщина нефтегазоматеринских пород должна превышать десятки -сотни метров. Среди НМП в Китае преобладают угленосные толщи, а карбонатные НМП встречаются сравнительно редко.

2) Установлено, что для средних и крупных месторождений расстояние миграции УВ обычно меньше 50 км. Причем для нефти расстояние миграции меньше, чем для газа.

3) На средних и крупных месторождениях залежи в большинстве своем сформировались сравнительно поздно: нефтяные - преимущественно в мезо-кайнозое, газа - в основном в кайнозое.

4) На месторождениях УВ распространены обломочные разности пород-коллекторов. Среди них песчаные и алевролитовые коллекторы занимают 70%. 6

Карбонатные коллекторы присутствуют относительно редко. На территории Китая 85% коллекторов залегают в интервале глубин 500-2000 м.

Научное значение работы.

Проведённое исследование может быть использовано в качестве:

Методической основы при выборе приоритетных направлений поисков и разведки нефти и газа в Китае, составлении прогнозных карт и разработке стратегии геофизической и буровой работ на перспективу;

Методического пособия по проведению исследований проблемы генезиса нефти и газа, моделированию процессов миграции и аккумуляции залежей УВ.

Обоснованные автором модели залежей УВ ("моментального", "эпизодического", "газа под водой") являются новыми перспективными объектами поисково-разведочной работы.

Установленные автором «приоритетные каналы миграции УВ» являются новым критерием поисков залежей нефти и газа.

Учебного пособия для изучения теоретических основ поисков и разведки нефти и газа в высших и средних учебных заведениях;

Справочного пособия по нефтегазовой геологии Китая.

Разработанная автором методика анализа системы образования залежей УВ была успешно применена в филиалах CNPC и СИНОПЕК (Таримский филиал, филиал Турфан-Хами, филиал Ляохэ, филиал Даган, филиал Хуабэй CNPC, филиал Шэнли СИНОПЕК).

Реализация результатов работы.

Результаты исследования нашли практическое применение и способствовали открытию ряда крупных нефтегазовых месторождений в Китае. Закономерности распределения нефти и газа, установленные в настоящей работе, получили признание в Таримском нефтяном филиале CNPC и подтверждены рядом больших открытий месторождений УВ. В 1994 г автор на основе оценки ресурсов УВ и анализа путей миграции впервые предположил, что нефть и газ в Центротаримском поднятии генерировались из местных НМП. Использование авторского прогноза способствовало открытию месторождений УВ TZ-16, 45 и 62. Значимость и полезность рекомендаций автора были отмечены назначением его высшим советником Таримского нефтяного филиала CNPC.

Предложения по разведке в депрессии Сяоцяоху и рекомендация по заложению трёх газовых скважин были приняты филиалом CNPC Турфан-Хами. В результате 7 реализации этой рекомендации было открыто газовое месторождение Сяоцяоху. Свидетельство на открытие выдано филиалом CNPC Турфан-Хами.

Заключения о закономерности распределения нефти и газа Китая и анализе потенциала ресурсов УВ использованы в работах: «О десятом стратегическом планировании нефти и газа Китая», «О китайском стратегическом планировании ресурсов УВ на среднесрочный период Китайской Инженерной Академии».

Основные результаты исследований по проблеме образования залежей УВ включены в монографию «Особенность образования залежей УВ и закономерность распределения нефти и газа», ставшей учебным пособием для аспирантов по специальности "геология нефти и газа" в ряде китайских университетов и институтов.

Апробация результатов работы. Результаты исследований настоящей диссертационной работы включены в Проекты государственной категории «973» «Нефтегазонакопление и прогноз распределения в типичных суперпозиционных бассейнах Китая» (1999-2004) и «Особенность образования залежей У В и закономерность их распределения в карбонатных породах Китая» (2005-2009).

Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались на Годовом геолого-математическом собрании (Япония - 1995), Годовом собрании AAPG США (Австралия - 2006), 17-ом Мировом нефтяном конгрессе (Бразилия-2002), четвёртой и пятой «Всекитайской научно-исследовательской конференции по миграции УВ» (1999, 2003), 10-ом Всекитайском годовом собрании по органической химии и геохимии (2005), Годовых собраниях китайских нефтяных геологов (2004, 2006), Собраниях, посвященных обмену научно-техническими результатами CNPC (1997,1999), Совещаниях по стратегии разведки нефти и газа СИНОПЕК (2000,2003,2004,2005).

Публикации.

По результатам научных исследований автором опубликовано 90 статей в китайских и международных научно-технических журналах: Геология нефти и газа, геология и геофизика, Journal of Geochemical Exploration, Marine and Petroleum Geology, Journal of Petroleum Science and Engineering, Organic Geochemistry, Наука Китая, Вестник наук Китая, из которых 10 статей включены в SCI, 12 статей в EI, 2 статьи в ISTP. Перечень основных статей перечислены в конце автореферата.

Объем и структура диссертации. Содержание диссертации обусловлено последовательностью решаемых задач. Работа состоит из Введения , 10 глав и Заключения. Основной её текст изложен на 348 страницах и содержит 42 таблиц и 144

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Цзинь Чжицзюнь

Выход

Влитие нефти a b а. Непрерывное (устойчивое) вливание; Ь. Фазное (неустойчивое) вливание Рис. 4-38 Схема процесса миграции нефти простой сбросовой проводящей системы

1) Форма миграции нефти в сбросовой зоне отличается от закономерности увеличения нефтенасыщенности. В условиях фазного вливания нефть по сбросовой зоне поршневым образом быстро мигрирует вверх, нефтенасыщенность также увеличивается снизу вверх. В условиях устойчивого непрерывного вливания с увеличением его объема нефть в сбросовой зоне медленно мигрирует в направлении подъема, нефтенасыщенность увеличивается снизу вверх.

2) Проводящие способности в сбросовой зоне в условиях фазного вливания лучше, чем в условиях непрерывного вливания. В условиях фазного вливания, после того как объем вливания достигает некоторой степени, целая сбросовая зона может проводить нефть в песчаные пласты двух сторон. В условиях непрерывного вливания, как правило, только на ограниченном участке под покрышками и глинистыми горизонтами сбросовая зона может проводить нефть в песчаные пласты двух сторон, поэтому проводящие способности относительно слабые.

3) Горизонт и объем нефтяного вливания на двух сторонах сбросовой зоны различны. Во время фазного вливания мигрирующая нефть по сбросовой зоне под действием АВПД прежде всего быстро заполняет основание нижних песчаных пластов глинистых горизонтов, причем объем вливания очень большой, а затем основание верхних песчаных пластов глинистых горизонтов, объем вливания меньше, чем в нижних песчаных пластах. При условии достаточности нефтяного источника объемы вливания в верхний и нижний горизонты постепенно сближаются. В условиях непрерывного вливания нефть по сбросовой зоне медленно мигрирует вверх до верхних покрышек, затем нефть прежде всего заполняет кровлю верхних песчаных пластов глинистых горизонтов, объем вливания очень большой. С увеличением объема вливания нефти или скорости (давления) вливания, нефть может постепенно заполнить кровлю нижних песчаных пластов глинистых горизонтов, объем вливания мал.

4) Характеристики миграции нефти в песчаных пластах двух сторон сбросовой зоны различны. Во время фазного вливания влитая в песчаные пласты нефть мигрирует по целым песчаным пластам по вертикали и горизонтали, направление миграции достаточно сумбурное, путь миграции более широкий, даже целый песчаный пласт может стать каналом миграции нефти, скорость миграции высокая. Во время непрерывного вливания влитая в песчаные пласты нефть мигрирует главным образом по кровлям песчаных пластов по горизонтали, путь миграции более узкий и скорость миграции низкая.

Во время фазного (неустойчивого) и непрерывного (устойчивого) вливания различие в процессах миграции нефти может быть связано с различием их динамических условий. Во время фазного (неустойчивого) вливания АВПД и сила архимеда являются движущими силами миграции нефти, поскольку произведенная высоким давлением движущая сила очень велика, действие силы архимеда очень слабо, влияние неоднородности капиллярного сопротивления, вызываемое неоднородностью поровой структуры, относительно слабо, проявляется характеристика заполнения сбросов поршневого образа, приоритетное заполнение нижних песчаных пластов, быстрая боковая миграция нижней части песчаных пластов и т.д.; во время непрерывного (устойчивого) вливания сила архимеда и давление вытеснения являются движущими силами миграции нефти, поскольку давление вытеснения очень маленькое, действие силы архимеда более заметно, влияние неоднородности капиллярного сопротивления, вызываемое неоднородностью поровой структуры, относительно сильно, так проявляются особенности противоположные фазному (неустойчивому) вливанию.

4.4.3.2. Влияние фазового состояния на миграцию нефти

Результаты эксперимента моделирования миграции и аккумуляции в условиях различных фазовых состояний миграции простой и сложной сбросовой проводящей системы выявили закономерность влияния фазового состояния на миграцию нефти.

Результаты эксперимента моделирования показывают, что когда экспериментальная модель и форма вливания одинаковы, а фазовые состояния вливания различны (однофазная нефть или двухфазная нефть/вода), процесс миграции нефти в модели заметно различен. Когда фазовые состояния одинаковы нефти/воды вливается, а форма вливания различна (непрерывная и фазная), процесс миграции нефти в модели также различен. Это означает, что фазовое состояние может оказать заметное влияние на миграцию нефти, которое вызвано различием формы вливания.

1. Влияние фазового состояния в условиях непрерывного вливания

При сравнении процессов непрерывного вливания двух фаз нефти/воды и однофазной нефти в простой сбросовой проводящей системе, в ранний период эксперимента процесс миграции условно одинаков, но через некоторое время проявляются очевидные различия, в основном заключающиеся в следующих трех аспектах:

1) Закономерность изменения нефтенасыщенности и нефтеносной площади в сбросовой зоне и песчаных пластах различна: во время непрерывного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 3), через определенное время вливания, нефтеносная площадь каждого песчаного пласта условно не меняется. Нефтенасыщенность в песчаных пластах нижней части также не меняется, а в песчаных пластах верхней части и нижней части сбросов нефтенасыщенность сначала увеличивается, а затем уменьшается, проявляя многократное переменное изменение, особенно в песчаных пластах верхней части расчлененного горизонта верхнего блока сбросовой зоны изменение очень заметно и в конце эксперимента нефтесодержащий объем каждого песчаного пласта очень мал, подавляющая часть нефти вытеснена из песчаных пластов. При эксперименте непрерывного вливания однофазной нефти (эксперимент 1 и 2) с непрерывным проведением вливания нефти нефтеносная площадь и нефтенасыщенность в сбросовой зоне и каждом песчаном пласте непрерывно увеличиваются. В конце эксперимента нефтесодержащий объем каждого песчаного пласта очень большой, вытеснено только небольшое количество нефти.

2) Объем миграции нефти через каждый песчаный пласт неодинаков: во время непрерывного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 3), нефть в основном мигрирует через верхние песчаные пласты, (объем миграции нефти через верхние и нижние песчаные пласты составляет 881мл и 38,5мл соответственно), вода в основном мигрирует через нижние песчаные пласты, малая часть через верхние (объем миграции нефти через нижние и верхние песчаные пласты составляет 660мл и 373мл, соответственно), различие объема миграции нефти и воды через верхние и нижние песчаные пласты отражает особенность дифференцированной миграции нефти и воды. При эксперименте непрерывного вливания однофазной нефти (эксперимент 1 и 2) объем миграции через нижние песчаные пласты нижнего блока сбросовой зоны наибольший, а через другие пласты примерно одинаков.

3) Механизм вытеснения различен: во время непрерывного вливания двух фаз нефти/воды происходит одновременное вытеснения воды нефтью и нефти водой. Когда вытеснение воды нефтью преобладает, нефтенасыщенность увеличивается, а когда вытеснение нефти водой преобладает, нефтенасыщенность уменьшается. При эксперименте непрерывного вливания однофазной нефти происходит только вытеснение воды нефтью, нефтенасыщенность может только увеличивается.

2. Влияние фазового состояния в условиях фазного влияния

При сравнении процессов непрерывного вливания двух фаз нефти/воды и однофазной нефти в сложной сбросовой проводящей системе, в ранний период эксперимента процесс миграции условно одинаков, но через некоторое время проявляются очевидные различия, в основном заключающиеся в следующих четырех аспектах:

1) Закономерность изменения нефтенасыщенности и нефтеносной площади в сбросовой зоне и песчаных пластах различна: во время фазного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы) через определенное время вливания флюидов нефтеносная площадь нижней части сбросовой зоны и нижних песчаных пластов условно не меняется, нефтенасыщенность сначала увеличивается, а потом уменьшается, проявляя многократное переменное изменение. При эксперименте большое количество нефти вытеснено из песчаных пластов (нефть влитая - 527мл, нефть вытесненная - 362,5мл), нефтенасыщенность в верхней части сбросовой зоны заметно выше, чем в ее нижней части. При эксперименте фазного вливания однофазной нефти (эксперимент 7 сложной сбросовой проводящей системы) с непрерывным вливанием нефти нефтеносная площадь и нефтенасыщенность в сбросовой зоне и каждом песчаном пласте непрерывно увеличиваются, как правило, нефтенасыщенность в нижней части сбросовой зоны выше, чем в ее верхней части, в конце эксперимента нефтесодержащий объем в каждом песчаном пласте очень большой, вытеснена только небольшая часть нефти (нефть влитая - 550мл, нефть вытесненная

177мл).

2) Процесс миграции нефти в песчаных пластах различен: во время фазного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы), во время боковой миграции нефти имеет место вертикальная миграция, в итоге различие боковой миграции нефти в разных частях песчаных пластов не большое, в ранний период эксперимента скорость боковой миграции нижней части немного выше, в поздний период скорость боковой миграции нижней части немного выше. При эксперименте фазного вливания однофазной нефти (эксперимент 7 сложной сбросовой проводящей системы) преобладает боковая миграция. Обычно всегда сначалала происходящая сначала по основанию песчаных пластов, а затем снизу вверх по порядку, скорость боковой миграции в основании песчаных пластов заметно выше.

3) Механизм вытеснения различен: в фазном вливании двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы) во время миграции нефти вытеснение воды нефтью и нефти водой происходят совместно. Когда вытеснение воды нефтью преобладает, нефтенасыщенность увеличивается, а когда вытеснение нефти водой преобладает, нефтенасыщенность уменьшается. При эксперименте фазного вливания однофазной нефти (эксперимент 7 сложной сбросовой проводящей системы) происходит лишь вытеснение воды нефтью, нефтенасыщенность может только увеличиваться.

4) Объем миграции нефти через каждый песчаный пласт различен: во время фазного вливания двух фаз нефти/воды (эксперимент 8 сложной сбросовой проводящей системы) объем миграции нефти через верхние пласты немного больше чем при эксперименте вливания чистой нефтяной фазы. В эксперименте двух фаз нефти/воды, при объеме влитой нефти составляющем 527мл, пласты А2 и С1 стопроцентно содержат нефть, 50% пласта A3 содержит нефть, 20% пласта А1 содержит нефть. При эксперименте фазного вливания однофазной нефти (эксперимент 7 сложной сбросовой проводящей системы), при объеме влитой нефти составляющем 550мл, 90% пласта А2 содержит нефть, 40% пласта A3 содержит нефть, 20% пласта А1 содержит нефть, 5% пласта С1 содержит нефть. Это различие может быть связано с увеличением вертикальной миграции под действием сильной силы архимеда в условиях совместного наличия двух фаз нефти/воды. Это также причина того, что при эксперименте двух фаз нефти/воды нефтенасыщенность в верхней части сбросов высока и в нижних песчаных пластах нефть главным образом мигрирует вертикально, а различие в скорости боковой миграции не велико.

4.4.3.3. Влияние сбросов на миграцию и аккумуляцию нефти

Результаты эксперимента моделирования миграции и аккумуляции нефти в сложной сбросовой проводящей системе показывают, что сбросы оказывают важное влияние на миграцию и аккумуляцию нефти, но степень влияния главных и второстепенных сбросов не одинакова.

1. Влияние сбросов на боковую миграцию нефти

Результат эксперимента моделирования миграции и аккумуляции нефти в сложной сбросовой проводящей системе показывает:

A. В общем, главный сброс модели 1-1 играет наибольшую роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом, а второстепенный сброс модели II играет наибольшую роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом.

Б. Комплексные характеристики песчаных пластов и различие проницаемости оказывают различное влияние на интенсивность боковой миграции нефти по главным и второстепенным сбросам: а. В модели 1-1 с большой проницаемостью песчаных тел на двух сторонах главного сброса над расчлененным горизонтом, интенсивность боковой миграции нефти большая, что приоритетно для боковой миграции нефти по главному сбросу. В модели 1-2 и II с малой проницаемостью песчаных тел на двух сторонах главного сброса над расчлененным горизонтом, интенсивность боковой миграции нефти маленькая, что неблагоприятно для боковой миграции нефти по главному сбросу; б. В модели II песчаного тела А4 с высокой проницаемостью, соединяющегося с выходом на кровле на стороне второстепенного сброса над расчлененным горизонтом, интенсивность боковой миграции нефти очень велика, что благоприятно для боковой миграции нефти по второстепенному сбросу, а в модели 1-1 и 1-2 песчаного тела с высокой проницаемостью, не соединяющегося с выходом на стороне второстепенного сброса над расчлененным горизонтом, интенсивность боковой миграции нефти очень мала.

B. Фазное состояние и форма вливания также оказывают важное влияние на интенсивность боковой миграции нефти по главным и второстепенным сбросам. Для главного сброса, когда две фазы нефть/вода вливаются, интенсивность боковой миграции нефти самая большая, когда однофазная нефть непрерывно вливается, она минимальна, а при непрерывном вливании двух фаз нефть/вода непрерывно и однофазной нефти фазным образом, интенсивность миграции находится между вышеуказанными двумя. Для второстепенного сброса, при вливании непрерывным образом, интенсивность боковой миграции нефти большая, а фазным образом маленькая.

Г. В моделях I-I и 1-2, главный сброс играет важную роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом, а в модели II второстепенный сброс играет важную роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом. Кроме того, во время фазного вливания главный сброс играет более важную роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом, чем второстепенный сброс, а во время непрерывного вливания второстепенный сброс играет более важную роль для боковой миграции нефти песчаных пластов над расчлененным горизонтом, чем главный сброс.

2. Влияние сбросов на аккумуляцию нефти

Результаты эксперимента моделирования миграции и аккумуляции нефти в сложной сбросовой проводящей системе показывают:

A. Различные литологические комплексные характеристики и величина проницаемости песчаных пластов оказывают важное влияние на аккумуляцию нефти в песчаных пластах с двух сторон над расчлененным горизонтом главных и второстепенных сбросов. Для главного сброса среднее содержание нефти в песчаном теле единичного объема на его двух сторонах в модели 1-1 наибольшее - 0,295мл/смЗ, а в модели 1-2 и II меньше, соответственно 0,123 и 0,135мл/см3. Для второстепенного сброса, от модели 1-1 до II, среднее нефтяное содержание в песчаном теле единичного объема на его двух сторонах меняется от малого до большого.

Б. Условия вливания также оказывают важное влияние на аккумуляцию нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов над расчлененным горизонтом. Фазное вливание однофазной нефти наиболее благоприятно для аккумуляции нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов, непрерывное вливание двух фаз нефти/воды и однофазной нефти благоприятно немного меньше, а фазное вливание двух фаз нефти/воды наиболее не благоприятно для аккумуляции нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов.

B. Литологические комплексные характеристики, величина проницаемости и условия вливания оказывают влияние различной степени на аккумуляцию нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов над расчлененным горизонтом. В песчаных пластах на двух сторонах главных и второстепенных сбросов над расчлененным горизонтом проницаемость высока или не очень высока, но при наличии песчаных тел, соединяющихся с выходом, все благоприятно для аккумуляции нефти в песчаных пластах на двух сторонах главных сбросов, иначе, неблагоприятно. Фазное вливание однофазной нефти или непрерывное вливание двух фаз нефти/воды, благоприятно для аккумуляции нефти песчаных пластов на двух сторонах главных сбросов, а фазное вливание двух фаз нефти/воды, благоприятно для аккумуляции нефти песчаных пластов на двух сторонах второстепенных сбросов.

4.4.3.4. Помощь для нефтегазовой разведки палеогена во впадине Чжаньхуа

Вышеизложенные результаты эксперимента моделирования выявили механизм образования залежей УВ палеогена во впадине Чжаньхуа, и помогли нефтегазовой разведке палеогена во впадине Чжаньхуа.

1. Боковая миграция нефти песчаных пластов под расчлененным горизонтом и образование залежей УВ нижней пачки свиты гуаньтао

В последние десятилетия главным объектом нефтегазовой разведки палеогена во впадине Чжаньхуа является верхняя пачка свиты Гуаньтао. Результаты эксперимента моделирования показывают, что песчаные пласты под расчлененным горизонтом являются важными каналами боковой миграции нефти. В простой сбросовой проводящей системе объем боковой миграции нефти нижних песчаных пластов моделей I и II составляет в среднем 25,58% и 7,88% от общего соответственно. При этом в условиях различного вливания, в нижних песчаных пластах имела место боковая миграция нефти (таблица 4-15).

Заключение

В ходе выполнения диссертационной работы были сделаны следующие основные выводы и заключения:

1. Неорганические минералы играют различную роль в процессе пиролизованной генерации УВ керогеном. Из них хлориды имеют определенные антикаталитическое действие.

В процессе генерации УВ преобразование керогена и участие водорода повышает эффективность генерации УВ. Чем беднее водородом НМП, тем заметнее эффект гидрогенизации НМП.

2. Эксперименты моделирования миграции УВ и исследования керна песчаных коллекторов из впадины Дунин свидетельствуют о наличии приоритетных каналов миграции УВ. Пути и каналы миграции УВ контролируются динамикой миграции и характеристикой среды.

3. Прирост нефтенасыщенности в пористой среде переживает быстрый, медленный и стабильный этапы, диаметр пор и смачиваемость являются ключевыми факторами, влияющими на всплывание УВ. Неоднородность песчаных пластов оказывает существенное влияние на миграцию и аккумуляцию УВ и нефтенасыщенность. В условиях эпизодического и устойчивого непрерывного внедрения форма и пути миграции, объем внедрения и динамика миграции сильно отличаются.

4. Модели моментального и эпизодического образования залежей УВ позволяют по-новому рассмотреть перспективы поисков и разведки нефтегазовых месторождений. Глубинные крупные разрывные зоны и прилегающие к ним части могут быть перспективными поисково-разведочными зонами.

5. Механизм образования "залежей газа под водой" свидетельствует о возможности наличия залежей с нетрадиционным распределением нефти (внизу) и воды (вверху). "Залежи газа под водой" имеют большую перспективу для дальнейшего открытия месторождений такого типа в Китае и в других странах.

6. Методика исследования системы образования залежей УВ, использованная в работе, оказывается более эффективной на практике, чем методика нефтегазоносной системы. В центральной части бассейна Тарим выделяется ранне-палеозойская и палеозойская системы образования залежей УВ, источник нефти в раннепалеозойской системе относится к среднему и верхнему ордовику. Для залежей УВ характерно три этапа формирования, обладающего двумя моделями образования залежей.

7. Цитологические типы нефтематеринских пород в кратонных бассейнах Китая однородны и в основном представлены глинистыми сланцами. Количество угольных

344 пластов, являющихся НМП для крупных и средних нефтегазовых месторождений в Китае (20%); заметно больше, чем в других регионах мира. Среди НМП для крупных и средних нефтегазовых месторождений в Китае преобладают типы II и III, что в полной мере отражает особенности месторождений континентальных фаций. Нижний предел С0р составляет 0,5, нижний предел зрелости - 0,5. Все системы образования залежей УВ в Китае, сформировавшие крупные и средние нефтегазовые месторождения, располагаются в центрах эффективных НМП. Расстояние миграции не превышает 50 км. в более чем 95% системах образования залежей крупных и средних нефтяных месторождений в Китае, а для газовых месторождений - не превышает 100 км.

Для нефтегазовых залежей Китая характерно позднее образование. В Китае 92,2% крупных и средних нефтяных месторождений сформировалось в мезозое и кайнозое, 8,8% - в позднем палеозое, а газовые месторождения - 91,7% в кайнозое,- 8,3% в мезозое.

8. Отношение ресурсов нефти к газу в мире составляет 10:7, в то время как в Китае - 10:4. Территория Китая характеризуется тем, что открыто больше нефти, чем газ, а в разрезе доминируют континентальные фации. Это объясняется тем, что в мезозое и кайнозое произошли тектонические движения. Многоциклические суперпозиционные бассейны широко распространены в мире. Но суперпозиционные бассейны в Китае характеризуются многократными тектоническими движениями, их огромными масштабами, большой сложностью распределения нефти и газа. Это связано с тем, что площадь кратонных бассейнов Китая небольшая и они располагаются на стыке трех плит, бассейны характеризуются «активными движениями».

9. Потенциалы нефтегазовых ресурсов УВ Китая огромные. Большинство бассейнов находится в ранней и средней стадии освоения ресурсов УВ. Бассейны Залив Бохай, Сунляо, Тарим, Ордос, Джунгария, Чжуцзянкоу - Ингэхай, Восточно -Китайское море, Субэй - Южное желтое море и Цайдам являются основными районами для наращивания запасов УВ в Китае.

Библиография Диссертация по наукам о земле, доктора геолого-минералогических наук, Цзинь Чжицзюнь, Москва

1. Арье.А.Г.,Славкин.В.С. О механизме нефтегазонасыщения песчанных линз в глинах. Геология нефти и газа,1995,(2):41~45

2. Белонин М.Д., Самсонов В.В. Роль битумоидных аномалий в формировании нефтяных ресурсов Сибирской платформы. Геология и геофизика. Том 45,2004. с.127-133

3. Би Яньпэн, Чэнь Юньлин, Тянь Бо. Месторождение Гудао, см. Крупные нефтяные месторождения континентальных фаций Китая, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1997:646-—657

4. Бурлин Ю.К. Нефтегазообразование в геосинклинарных осадочных формациях Тихоокеанского пояса. М., изд. МГУ, 1981,200с.

5. Ван Даоюн. История тектонической эволюции мезозойских форландового бассейна серединой части горы Лунмэнь. Бюллетень Чэндуского политехнического института, 1994,21(3):20~28

6. Ван Тунхэ. Геотектоническая эволюция и нефтегазонакопление провинций Шаньси и Шэньси. Хуабэйская геология и минерал,1995,10(3): 283—393

7. Ван Фэйюй и Цю Наньшэн. Анализ истории флюидов в фазе образования залежей нефтегазоносных бассейнов. Исследовательский отчет Китайской национальной нефтегазовой корпорации, 2000,99~ 100

8. Ван Фэйюй, Чжан Шуйчан, Чжан Баоминь и др. Зрелость ОВ мезозойских материнских пород во впадине Кучэ Таримского бассейна. Синьцзян-Уйгурская нефтяная геология, 1999,20(3):221-224

9. Ван Цзе, Гуань Дэфань и др. Исследование модели генерации, миграции и аккумуляции нефти и газа, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1999

10. Ван Цзэ. Совместное изучение китайскими и немецкими специалистами бассейна Линьи с использованием трехмерного моделирования. Геология нефти и газа, 1982,1

11. Вассоевич Н.Б. О происхождении нефти (развитие органической теории от М.В. Ломоносова до наших дней). Вестн. МГУ. Сер.4. Геология, 1962. №3. с. 10-30

12. Вассоевич Н.Б. О происхождении нефти. Тр. ВНИГРИ; Вып. 83. Л.: Гостоптехиздат, 1955. с. 9-98

13. Вассоевич Н.Б. Образование нефти в терригенных отложениях (на примере чокракско-караганских слоев Терского передового прогиба). Вопросы образования нефти. Л.: Гостоптехиздат, 1958. с.9-220(Тр. ВНИГРИ; Вып. 128)

14. Вассоевич Н.Б. Теория осадочно-миграционного происхождения нефти (исторический обзор и современное состояние) // Изв. АН СССР. Сер. геол. 1967. №П. с. 135-156

15. Вернадский В.И. Очерки геохимии. М.: Изд. Гос. отд. научно-техн. информации, 1934

16. Высоцкий И.В., Высоцкий В.И. Формирование нефтяных газовых и конденсатно-газовых месторождений. М.: Недра, 1986. 228с

17. Высоцкий И.В., Оленин В.Б., Высоцкий В.И. Нефтегазоносные бассейны зарубежных стран. -М.: Недра, 1981

18. Высоцкий И.В., Оленин. В.Б. Генетический принцип нефтегеологического районирования. Геология нефти и газа, 1968, №12, с 30-34

19. Гаврилов В.П. Геодинамика и нефтегазообразование. М., Природа, 1985.

20. Гаврилов В.П. Общая и региональная геотектоника. М., Недра, 1986,230с.

21. Ган Кэвэнь. Пояснение к карте нефтегазоносных бассейнов мира. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1992

22. Гань Кэвэнь. Основные типы нефтегазоносных бассейнов мира и оценка их перспектив. Бюллетень нефти (дополнительное издание),1982

23. Гао Чанлинь, Цзи Жаншоу, Цинь Дэюй и др. Геохимия девонских форландовых бассейнов восточной части хребта Цинлин юга провинции Шэньси. Нефтегеологический эксперимент, 1991,4

24. Геология и геохимия нефти и газа / А.А. Бакиров, З.А. Табасаранский, М.В. Бордовская и др. -М.: Недра, 1982.

25. Геология и геохимия нефти и газа / O.K. Баженова, Ю.К. Бурлин, Б.А. Соколов, В.Е. Хаин. М.: МГУ им. МБ. Ломоносова, 2000. - 384с.

26. Геология нефти и газа Западной Сибири / А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др. -М.: Недра, 1975.

27. Гуань Шицун. Развитие, отложения и УВ мезо-кайнозойских нефтегазоносных бассейнов континентальных фаций Китая. 1987:618~1302/G1

28. Губкин И.М. Учение о нефти. 3-е издание М.: Наука, 1975. - 384с.

29. Гун Цзайшэн и др. Крупные нефтегазовые месторождения на шельфе Китая. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность,!997

30. Гун Цзайшэн и Ли Сытянь. Анализ эпиконтинентальных бассейнов и нефтегазонакопление на севере Южно-Китайского моря, Изд-во: Наука, 1997

31. Гун Цзайшэн, Ян Цзямин. Динамика образования залежей нефти и газа и модель миграции нефти и газа. Нефть и газ на акватории Китая: 1999 13(2): 235-239

32. Гун Цзяньмин, Дай Чуньшань, Цай Фэн и др. Предварительное изучение типов генезисов газогидратов, Морская геология, 2001,17(11): 1~5

33. Гун Цзяньмин, Цюй Мэйянь. Другое направление для ГГР на нефть и газ нетрадиционный нефть и газ. Морская геология, 1998,(8): 4~7

34. Гэ Сяохун. Геотектоническая обстановка и контур тектонической эволюции востока провинции Цзилинь. Современная геология,1990,4(1):107~113

35. Дай Цзиньсин и др. Условия формирования и закономерности распределения крупных и средних газовых месторождений Китая. Пекин: Изд-во геология, 1997

36. Дай Цзиньсинь. Протокол симпозиума о «взаимодействие глубинных и мелких флюидов и эффект образования их залежей», 2000

37. Дай Цинлинь, Хао Шишэн, Лу Шуанфан. Эксперимент моделирования эффекта вытеснения углегенерирующей нефти. Геология нефти и газа, 1998, 19(1):24—30

38. Дай Цинлинь. Экспериментальное моделирование вторичной миграции УВ из углесодержащих пород в бассейне Турфан-хами (диссертация), Пекин: Китайский геологический университет, 1995

39. Дин Даогуй, У Хоуцзян, Хань Чжэньхуа и др. Разорванная структура фундамента и УВ севера-востока Таримского бассейна. Нефтегеологический эксперимент, 2004,26(3): 254-257

40. Дмитриевский А.Н. Фундаментальные проблемы разработки месторождений нефти и газа, добычи и транспорта углеводородного сырья. ИПНГ РАН, М.: «Геос», 2004. с.5-7

41. Дмитриевский А.Н., Баланюк И.Е., Каракин А.В. Механизм формирования гигантских скоплений нефти и газа. Приоритетные направления поисков крупных и уникальных месторождений нефти и газа // Сб. научн. трудов. М.: ООО «Геоинформмарк», 2004. - с.3-6

42. Доу Лижун, Ли Вэй. Генетические типы нефтегазоносных систем континентальных фаций Китая и характеристики их распределения. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1996,23(1):1~6

43. Доу Лижун. Сравнение понятий "нефтегазоносная система" и "система образования залежейнефти и газа". Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1999,26(1 ):88—91

44. Ду Сюй, Чжэн Хунинь, Цзяо Сюцюн. Аномальное давление и распределение нефти и газа. Фронт геологических наук, 1995,2(3-4): 137—148

45. Е Ляньцзюнь, Сунь Шу. Классификация осадочных бассейнов. Бюллетень нефти, 1980,1 (3): 1 — 6

46. Ермолкин В.И. Зональность нефтегазонакопления на платформенных территориях. М.: Недра, 1986. - 184с

47. Кан Чжулин. Форландовые бассейны Китая и нефтегазонакопление. Бюллетень нефти, 1995,16(4): 1-8

48. Кан Юншан, Цю Наньшэн, У Вэнькуан и др, Анализ флюидодинамической системы формирования залежей нефти и газа западной части бассейна Цайдам, Бюллетень нефти, 2000,21(5):12~15

49. Кан Юншан, Чэн Чжохэн, Цзинь Чжицзюнь. Динамика образования залежей УВ нефтегазоносной системы (см. Применение и прогресс нефтегазоносной системы в Китае, составленная Ху Цзяньи и Чжао Вэньчжи), Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1997:89-98

50. Карогодин Ю.Н. Закономерности локализации гигантских скоплений газа Западной Сибири. Геология и геофизика. Том 45,2004. с.49-54

51. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа.-М.: Недра, 1978

52. Конторович А.Э. Общая теория нафтидогенеза. Базисные концепции, пути построения // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: наука. Сиб. отд-ие, 1991. с 29-44

53. Кун Линжун, Цюй Чжихао, Вань Фабао и др. Эксперимент двухфазного вытеснения в микропоровой модели песчаников. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1991,18(4):79~85

54. Ли Го Юй / Теория седиментационных бассейнов. РАЕН. М., 2002.93с

55. Ли Жунси, Цзинь Куйли. Эксперимент термического моделирования генерации и вытеснения водой углегенерирующей нефти. Бюллетень седиментации, 1998,16(1):98—102

56. Ли Сумэй, Ван Тегуань и др, Особенности распределения соединения пиррольного типа в нефти и его геохимическое значение. Бюллетень седиментации, 1999,17(2):312-317

57. Ли Сяоди, Чжан Гуаня, Тянь Цзоцзи и др. Нефтегазоносная система и закономерности распределения нефти и газа Таримского бассейна. Изд-во геология,2000

58. Ли Юн. Последовательность заполнения форландового бассейна горы Лунмэнь. Бюллетень Чэндуского политехнического института,1994,21(3):46~55

59. Ло Тяньюн. Характеристики осадочных фаций триасовых периферийных форландовых бассейнов юго-западной части провинции Гуйчжоу. Геология провинции Гуйчжоу, 1992,4

60. Лу Фэнсян. Глубинная мантия и глубинные флюиды. Фронт геологических наук, 1996,3(4): 181-186

61. Лу Шуанфан, Хуан Дифань, Чэн Кэмин. Характеристика твердых остатков после экспериментального моделирования генерации и миграции углегенерирующей нефти и их эволюция. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1994,21(3):46~51

62. Лу Шуанфан, Чжао Сигу, Хуан Дифань. Экспериментальное моделирование генерации имиграции угпегенерирующей нефти. Нефтяная экспериментальная геология, 1994,1б(3):290~ 302

63. Лю Динцзэн, Ван Циминь, Ли Боху. Разработка нефтяных месторождений в песчаниковых коллекторах Дацин. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1996

64. Лю Лофу, Кан Юншан. Исследование вторичной миграции нефти в центральном районе Таримского бассейна с использованием азотосодержащих веществ пиррольного типа нефти. Геохимия, 1998,27

65. Лю Хэфу. Анализ геодинамической среды нефтегазоносных бассейнов, см. Чжу Ся, Тектоника и эволюция мезо-кайнозойских бассейнов Китая. Пекин: изд-во наука, 1983:11—19

66. Лю Хэфу. Тектоническая форма рамповой системы и эволюция форландового бассейна горы Лунмэнь западной части провинции Сычуань. Бюллетень геологии, 1994,68(2):101~108

67. Лю Хэфу. Типы форландовых бассейнов и форма складок-рампов. Фронт геологических наук, 1995,2(3):59~68

68. Лю Чиян, Жэнь Чжаньли, Чжан Сяохуэй, У Ханьнин. Вторая оценка ресурсов нефти и газа бассейнов района коридора Хэси, 1993

69. Лю Шаофэн. Различие южной и северной части западной окраины бассейна Ордос и механизм его формирования. Геологические науки,1997,32(3):397~408

70. Лю Шугэнь. «Сычуаньское движение» форландового бассейна западной части провинции Сычуань и его отношение к УВ. Геология нефти и газа,1996,17(4):276~280

71. Лю Шугэнь. Формирование и эволюция позднетриасового форландового бассейна западной части провинции Сычуань. Газовая промышленность, 1995,15(2):! 1-15

72. Лян Диган, Цзя Чэнцзао. Результаты разведки на природный газ Таримского бассейна и прогноз их перспектив. Газовая промышленность, 1999,19(2)

73. Ма Цифу, Чэнь Сычжун, Чжан Цимин. Бассейны с аномальным давлением и распространение нефти и газа. Пекин: Изд-во геология, 2000.

74. Мао Минлу, Лю Чиян. Эволюция позднепалеозойского форландового бассейна восточной части коридора Хэси. Бюллетень геологии провинции Ганьсу,1995,4(2):55~61

75. My Чжиго, M.I.Karpenko. Система определения геохронологии с лазерным микроскопом (40)Аг/~(39)Аг. Бюллетень науки, 1994,39(8):734~737S

76. Неручев С.Г. Нефтепроизводящие свиты и миграция нефти. Изд. 2-е Л.: Гостоптехиздат, 1969. -240с

77. Пан Сюнци и Цзинь Чжицзюнь. Модели динамического генезиса залежей УВ и их классификация. Фронт геологических наук, 2000,7(4): 561 ~ 567

78. Пан Чжунсян и др. Геология нефти. Пекин: изд-во геология, 1986

79. Пу Синьчунь. Последовательность заполнения и орогенез форландового бассейна Чусюн. Литолого-фациальная палеогеография, 1996,16(3):45~57

80. Радченко О.А. К вопросу о механизме нефтеобразования // Докл. АН СССР. 1968. Т. 182, №1. с. 193-196

81. Се Синун, Ли Сытянь. Действие флюидов и динамическая модель в разрывных зонах. Фронт геологических наук, 1996,3(3): 145-151

82. Се Синун, Лю Сяофэн, Ху Сянюнь и др. Флюидоразрыв аргиллитов и эпизодическая вторичная миграция УВ в бассейнах с аномальным давлением. Вестник о геологических наук, 1998,17 (4): 59~63

83. Синь Цюаньлинь, Чжан Ивэй. Описание и модель залежей. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1989

84. Соколов В.А. Геохимия природных газов. М.: Недра, 1971.

85. Соколов В.А. Процессы образования и миграции нефти и газа. М.: Недра, 1965. 276с.

86. Сунь Вэй и др., Применение микропоровой модели песчаников в исследовании механизма вытеснения нефти водой в нефтяном месторождении Аньсай. см: Технология разработки низкопроницаемых месторождений нефти, Изд-во нефтяная промышленность, 1994

87. Сунь Цзячжэнь. Типы надвиговых разрывов форландовых бассейнов и их механизм формирования на пример западной окраины бассейна Ордос и северной окраины бассейна Тарим. Геология нефти и газа,1991,12(4):406~415

88. Сунь Чжаоцай. Краткое обсуждение геологической тектоники и нефтегазоносных потенциалов бассейна Ордос в честь кончины десятилетия академика Чжу Ся. Нефтегеологический эксперимент, 2000,22(4):291-306

89. Сунь Юнчуань, Ли Чжун, Ли Хуэйшэн. Диагенез нефтегазоносных сбросовых бассейнов восточной части Китая. Пекин: Изд-во наука, 1996

90. Сюй Юнчан, Шэнь Пин, Тао Минсинь и др. Геохимия мантийных летучих составов вприродном газе в восточных нефтегазоносных регионов-I, новый тип гелиевых ресурсов:промышленное скопление мантийного гелия в осадочных чехлах. Китайская наука, 1996,26(1):1~8

91. Сюй Юнчан, Шэнь Пин, Тао Минсинь и др. Геохимия мантийных летучих составов вприродном газе в восточных нефтегазоносных регионов-И, гелий, аргон и углеродныесоединения в мантийных летучих составах. Китайская наука, 1996,26(2): 187~ 192

92. Сюй Юнчан. Редкие мантийные газы в природном газе. Фронт геологических наук, 1996,3(3): 172-180

93. Сюн Ин и Чэн Кемин. Использование нейтрального азотистого соединения в исследованиях миграции нефти бассейна Цзюси. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1999,26(5):27~29

94. Трофимук А.А. Избранные труды. В 4 т. Т.1. Теоретические проблемы геологии нефти и газа. Новосибирск: Изд-во СО РАН, филиал «Гео», 2001. 395с.

95. Трофимук А.А. Современные представления о генезисе нефти и газа // Геологическое строение и нефтегазоносность вторичной части Сибирской платформы и прилегающих районов. М.: Недра, 1968. с.206-210.

96. Трофимук А.А., Конторович А.Э. Некоторые вопросы теории органического происхождения нефти и проблема диагностики нефтепроизводящих толщ // Геология и геофизика. 1965. №12. с.3-14.

97. Тянь Цзоцзи, Сун Цзяньго. Внутриматериковый форландовый бассейн района Авати СУАР. Геология нефти и газа,1996,17(4):282~285

98. Тянь Шичэн, Чэн Цзяньюй, Чжан Шулин и др. К динамической системе образования залежей. Разведка нефти Китая, 1996,1 (2): 20~24

99. У Фуцян, Лю Цзядо, Ху Сюе и др. Динамика и нефть и газ осадочных бассейнов. Бюллетень Чэндуского политехнического института, 2000,27(4):368~372

100. У Хайвэй, Чжан Ляньшэн, Цзи Шаочэн. Разрывная зона горы Хунхэ-Айлао -внутриматериковая сдвиговая зона гималайского периода. Геологические науки, 1989,24(1): 1 -— 8

101. У Цзин, Чэнь Гуанцзюнь. Технология описание залежей в коллекторах речной фации свиты

102. Гуаньтао района Чэндао. Сборник статей по разведке и разработке района Шэнли (1-ый том), Пекин: изд-во геология, 1997:67~76

103. У Цяньфань, Цзу Цзиньхуа, Се Ичжэнь и др. Геотермическое изучение пятого сместителя в Китае. Вестник о науке, 1990,2:126—129

104. У Шэнхэ, Сюн Цихуа, Геология коллекторов нефти и газа о Изд-во нефтяная промышленность, 1998

105. Фан Инься, Цзинь Сянлун, Ян Шуфэн. Прогресс изучения газогидратов на дне моря. Наука о морях и океанах, 2000,4:18-21

106. Хаин В.Е. В поисках глобальных закономерностей распределения нефтегазоносности. // Теоретические и региональные проблемы геологии нефти и газа: Сб. научн. тр. Новосибирск: Наука. Сиб. отд-ние, 1991.240с.

107. Хаин В.Е. Глобальные закономерности нефтегазонакопления: современное состояние проблемы // Глобальные тектонические закономерности нефтегазоносное™. М.: Наука, 1985. с.5-14.

108. Хань Юйцзи, Ван Цзэ. Методика моделирования бассейна и ее применение, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1994

109. Хао Фан, Дун Вэйлян. Эволюция системы аномального давления, движение флюидов и механизм образования залежей в осадочных бассейнах. Прогресс геологических наук, 2000, 16(1): 79-85

110. Хао Фан, Ли Сытянь, Сунь Юнчуань и др. Зрение ОВ и модель генерации УВ в бассейне Ингэхай-Цюдуннань. Китайская наука, 1996,26 (6): 555—560

111. Хао Фан, Цзоу Хуаяо и др., Прогресс исследования механизма формирования залежи нефти и газа и область передовых исследования, Геологический научно-технический вестник, 2002,21 (4) ;7 —14

112. Хао Фан, Цзоу Хуаяо, Ни Цзяньхуа и др. Эволюция системы аномального давления и условия образования глубокозалегающих залежей нефти и газа в осадочных бассейнах. Геохимические науки, 2002,27(5);610-615

113. Хао Фан, Цзоу Хуаяо, Цзян Цзяньцюнь. Динамика образования залежей нефти и газа и прогресс ее исследования. Фронт геологических наук, 2000,7(3): 11-21

114. Хао Фан, Чэнь Цзяньюй. Структура органических фаций секвенса и систем и значение ее изучения. Вестник геологических наук, 1995,14(3):79~83

115. Хао Шишэн и др. Изучение коэффициента диффузии ШФЛУ и принцип динамического равновесия миграции и аккумуляции газа. Бюллетень нефти, 1991,12(3): 17-23

116. Хоу Дуцзе, Чжан Минь, Чэнь Ци и др. Миграция УВ и предварительное изучение истории образования залежей свиты СП1 в центральной районе Таримского бассейна, Бюллетень Цзянханьского нефтяного института, 2001,23(4): 15~ 18S

117. Ху Гуанцань, Су Жаосян. Каменноугольное газовое месторождение крутопадающей структуры восточной части провинции Сычуань Китая. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1997

118. Ху Цзяньи, Сюй Шубао и др. Залежи нефти и газа неструктурного типа. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность,1986

119. Ху Цзяньи, Сюй Шубао и др. Типы залежей УВ осадочных бассейнов Китая и их генетические характеристики, см. Сборник статей по изучению залежей УВ Китая. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1990:27-42

120. Ху Цзяньи, Чжао Вэнчжи. Использование и продвижение нефтегазосных систем в Китае. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1997:9~2

121. Хуа Баоинь, Поле структурного напряжения, сейсмический насос и миграция нефти и газа,

122. Бюллетень седиментации, 1995,13 (2): 77~85

123. Хуан Дифань, Jly Шуанфан. Состояние и перспектива геохимического изучения углегенерирующей нефти. Фронт геологических наук, 1999,6 (дополнительное издание):183 — 194

124. Хуан Дифань, Хуа Асинь, Ван Тегуань и др. Прогресс геохимии по углегенерирующей нефти, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1992

125. Цай Л иго, Лю Хэфу. Эволюция и типы периферийных форландовых бассейнов реки Янцзы. Геологические науки, 1996,21(4):433~440

126. Цао Шоулянь, Чэнь Фацзин. Тектоническая эволюция форландовых бассейнов северной окраины Таримского бассейна и ее отношение к УВ. Геологические науки бюллетень китайского геологического университета,1994,19(4):482~492

127. Цао Шоулянь. Тектоническая эволюция форландового бассейна северной окраины Таримского бассейна и ее отношение к УВ. Геологические науки бюллетень китайского геологического университета,1994,19(4):482~492

128. Цзинь Цзюцян. Разведка на нефть и газ в форландовых бассейнах центрально-западной части Китая. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1997,24(5):11~15

129. Цзинь Чжицзюнь, Сравнительное исследование моделей распределения масштабной частоты пяти основных типов залежей УВ и его значение. Вестник ассоциации нефтяников, 1995,16(3) : 6-13

130. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Люпин, Цзэ Цзяньхуэй и др. Мульти-оригинальные метановые углеводороды, связанные с флюидами мантийного источника, обогащенными углекислым газом в Донинской депрессии. Китайский бюллетень наук, 2002,47(16):1276~1280

131. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Люпин, Ян Лэй и др. Геохимические характеристики флюидов и эффект образования залежей УВ на глубине осадочных бассейнов. Наука Земли Вестник Китайского Геологического Университета, 2002,27 (6): 659~665

132. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань, Стратегия разведки "залежей газа под водой". Нефтяная разведка и разработка,, 1999.26(1):4~5

133. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань. Механизм образования залежей газа под водой. Фронт геологических наук, 2002,9(3):208

134. Цзинь Чжицзюнь, Чжан Цзиньчуань. Модель двойного механизма образования газовых залежей. Вестник ассоциации нефтяников, 2003,24(4): 15~ 18

135. Цзинь Чжицзюнь, Ян Лэй, Цзэ Цзяньхуэй. Действие глубинных флюидов и эффект образования УВ в Донинской депрессии. Нефтяная разведка и разработка, 2002,29(2): 42~44

136. Цзинь Чжицзюнь. Перспективы развития нефти и газа Китая на основе особенностей структуры ресурсов нефти и газа. Ассоциация наук Китая. Форум молодых ученых, № 21, 1997

137. Цзэ Цзяньхуэй, Цзинь Чжицзюнь, Ван Вэйхуа. Настоящее состояние исследования экспериментального моделирования вторичной миграции и аккумуляции нефти и газа и его развитие. Вестник нефтяного университета, 1997,21(5), 94-97

138. Цзэн Цзяньхуэй и др. Динамика формирования залежей нефти и газа литологического типа во впадине Дунин. Геология нефти и газа. 1998,19(4):326~329

139. Цзэн Цзяньхуэй, Ван Хунюй, Эксперимент моделирования миграции и аккумуляции УВ впроводящих горизонтах и ловушках литологического типа, Геологические науки, 1999,24(2)

140. Цзэн Цзяньхуэй, Ван Хунюй. Экспериментальное моделирование миграции и аккумуляции УВ в неоднородных межпластовых песчаниковых толщах. Бюллетень нефтяного университета (естествознание), 2000,24(4)

141. Цзэн Цзяньхуэй, Цзинь Чжицзюнь. Подземные воды и вторичная миграция и аккумуляция нефти и газа. Комментарий по геологическим вопросам, 1996,42 (дополнительное издание)

142. Цзэн Цзяньхуэй, Цзинь Чжицзюнь. Физическое моделирование вторичной миграции и аккумуляции УВ. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 2000

143. Цзэн Юньфу. Формирование и эволюция форландового бассейна горы Лунмэнь. Минерал и горные породы, 1995,15(1):40~49

144. Цзя Чэнцзао. Тектонические характеристики и закономерности нефтегазонакопления Таримского бассейна, Синьцзян-Уйгурская нефтяная геология, 1999, 20(3): 177~183

145. Цзян Пэйхай. Механизм образования залежей УВ неструктурного типа на акватории Бохайского залива. Суперпозиционные месторождения нефти и газа, 2000,(1): 1 ~5

146. Цю Наньшэн, Цзинь Чжицзюнь. Эпизодическое образование залежей нефти и газа. Новинки геологических наук, 2000,7(4): 561-567

147. Цю Синхуа, Дай Мо, Пу Чжипин. Значение седловидной геохронологии (40)Аг—~(39) калия руды вольфрама и олова в районе Лушуй провинции Юньнань. Рудная геология, 1995,14(3):273~279

148. Цю Синхуа, Дай Тунмо, Пу Чжипин и др. Измерение возрастов включений флюидов кварца золотой руды в районе Шанманган западной части провинции Юньнань методом ~(40)Аг~(39)Аг, Бюллетень науки, 1994,39(3): 257—260

149. Цю Синхуа, Дай Тунмо. Измерение возрастов включений флюидов минерала методом ~(40)Аг/~(39)Аг, Бюллетень науки, 1989,34(9): 687—689

150. Цюй Гошэн. Орогеновый пояс горы Западного Кунлунь Памира и внутриплитная деформированная структура форландового бассейна его северной окраины. Геологическое обозрение, 1998,44(4):419-429

151. Цюй Чжихао и др., Механизм образования остаточной нефти—изучение вытеснения нефти (газа) водой в микропоровой модели, см: Прогресс изучения геологии нефтегазоносных бассейнов, Сиань: Изд-во Северо-западного университета, 1993,303-309

152. Чахмахчев В.А. Геохимические исследования и методы при поисках и разведке нефти и газа. М. РГУ нефти и газа, 2002. -222с.

153. Чахмахчев В.А. Геохимия процесса миграции углеводородных систем. М.: Недра, 1983. -231с.

154. Чжа Мин, Чжан Ивэй. Изучение методов моделирования бассейна и их прогресс. Бюллетень нефтяного университета (естестознание), 1992,2

155. Чжан Вэньчжао, Крупные месторождения нефти континентальных фаций Китая, Изд-во нефтяная промышленность, 1997

156. Чжан Ивэй, Лу Кэчжэн, Ци Цзяфу и др. Структурный каркас и генетические типы нефтегазоносных бассейнов Китая. Китайская наука, 1996,26(б):493—498

157. Чжан Иган и др., Миграция нефти и газа и модель их аккумуляционного образования залежей. Нанкин: Изд-во университета Хэхай, 1997

158. Чжан Хоуфу и др., Нефтяная геология (второе издание), Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1989

159. Чжан Хоуфу, Цзинь Чжицзюнь. Состояние и перспектива исследования миграции УВ в Китае, Бюллетень нефтяного университета, 2000,24(4): 1~3

160. Чжан Хоуфу, Чжан Ваньсюань. Геология нефти. Пекин: изд-во нефтяная промышленность,1989:187-190

161. Чжан Цзиньчуань, Цзинь Чжицзюнь, Чжан Ивэй. Определение и изучение геологических характеристик "залежей газа под водой". Вестник нефтяного университета, 2001,25(6):25~28

162. Чжан Цзиньчуань, Цзинь Чжицзюнь. Газ под водой в бассейне Rock Америки и его основные особенности. Разведка на нефть и газ за рубежом, 2000,12(6):651 ~658

163. Чжан Цзиньчуань, Цзинь Чжицзюнь. Механизм образования залежей газа под водой и прогноз их распределения, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 2005

164. Чжан Цимин, Чжан Цюаньсин, Ху Чжунлян и др. Генерация и миграция УВ в неогеновых отложениях бассейна Ин-Цюн, Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1992,5

165. Чжан Чуньмин, Чжан Минь, Чжан Цзюнь и др. Миграция и аккумуляция УВ в структурной зоне Чунькуцяк юго-западной части Таримского бассейна. Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1999,26(5):8~9

166. Чжан Шаньвэнь. Вопросы о разведочных работах в мелкозалегающих чехлах впадины Чжаньхуа. Комплексные нефтегазовые месторождения, 1999,3:6-7

167. Чжан Шуйчан, Чжао Вэньчжи, Ван Фэйюй и др. Анализ истории образования залежей крекинга-газа палеозойской нефти восточной части Таримского бассейна как пример газовой залежи Иннань-2. Геохимия газа, 2004,15(5):441 —451

168. Чжан Юньфэн, Ван Пэнянь, Чэнь Чжанмин. Экспериментальное моделирование формирования залежей УВ литологического типа под материнскими породами и анализ их механизма. Геологические науки, 2002,37(4):436~443

169. Чжао Вэньчжи, Хэ Дэнфа. Использование теории нефтегазоносных систем в-нефтегазоразведочных работах. Нефтеразведочные работы Китая, 1996,1(2): 12-19

170. Чжао Чани. Генерация и миграция углегенерирующей нефти и образование залежей УВ. Бюллетень китайского горного университета, 1999,28( 1 ):65 —68

171. Чжоу Хуэйчжун, Ван Лицюнь. Установка для двухмерного физического моделирования залежей. Бюллетень Цинхуаского университета (естествознание), 1994,34(3):74~82

172. Чжу Ся. Геотектонические характеристики мезо-кайнозойских нефтегазоносных бассейнов Китая и связанные с ними вопросы. Геологическая тектоника Китая. Пекин: Изд-во наука, 1965

173. Чжу Ся. Тектоника и эволюция мезо-кайнозойских бассейнов Китая. Изд-во наука, 1983

174. Чжу Ся. Формирование и механизм развития нефтегазоносных бассейнов Китая и их контрольная роль над генерацией, миграцией и аккумуляцией УВ. Шанхай: Изд-во Тунцзиский универсистет,1982

175. Чжэн Цзяньпин, Лу Фэнсян. Изучение включений флюидов в алмазе. Вестник о науке, 1994,39(3): 253-256

176. Чэн Кэмин и др, Происхождение нефти и газа бассейна Турфан-хами. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1994

177. Чэнь Года. Фактический пример «активированных районов» китайской платформы и обсуждение вопросов о палеоматерике Китая. Бюллетень геологии, 1956,36(3): 239~376

178. Чэнь Фацзин, Ван Синьвэн, Чжан Гуаня и др. Тектоника и геодинамика мезо-кайнозойских форландовых бассейнов Китая. Геологические науки,1996,21(4):366~372

179. Чэнь Фэн. Водород важный источник глубинных флюидов Земли, Фронт геологических наук,1996,3(3-4): 72-79

180. Чэнь Чжанмин и др., Эксперимент моделирования нефтенакопления в линзовидных песчаных телах и анализ его механизма, Нефтяная экспериментальная геология. 1998,20(2):166~170

181. Ши Гуанжэнь, Ли Хуэйфэнь, Ван Сумин и др. Система одномерного моделирования бассейна BAS1J., Разведка и разработка нефтегазовых месторождений, 1989,16(6)

182. Ши Гуанжэнь. Метод численного моделирования нефтегазоносного бассейна. Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1994

183. Шуай Дэфу, Ван Бинхай и др. Сборник геологии нефти Китая, 6-том, месторождение Шэнли, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1993:221-226

184. Юань Чжэнвэнь, Сюй Хуачжэн, Ван Байшунь и др. Перевод изучения газа под водой бассейна Альберта, Пекин: Изд-во нефтяная промышленность, 1996

185. Юй Цзиньшэн и др. Изучение изотопной геохимии Китая. Пекин: изд-во наука, 1997

186. Ян Минхуэй, Лю Чиян. Характеристика и нефтегазоносность форландоподобных бассейнов центрально-западной части Китая. Геология нефти и газа,2000,21(2):46~49

187. Ян Цзяци, Бао Цян, Линь Маоцзе. Связь гидрогеологии и миграции и аккумуляции газа в подпачке-1 переходной зоны центрально-южной части провинции Сычуань. Газовая промышленность, 1994,14(4): 13^17

188. Allan,U.S. Model for Hydrocarbon Migration and Entrapment within Faulted Structures,AAPG Bulletin, 1989,73 (7): 803-811

189. Allen P A ,Allen J R , Basin Analysis: Principles and applications, London: British Petroleum Company, 1990: 263~281

190. Anderson R N, Billeaud L B.Flemings P B, et al, Results of the Pathfinder Drilling Program into a Major Growth Fault M. , [s.l] :LDEO Press,1995,23~60,

191. Angino, E.E, Coveney, R.M, Hydrogen and Nitrogen—Origin, Distribution, and AbundanceJ., Oil & Gas Journal, 1984-82(Dec3): 142-146

192. Antonellini M, and A, Aydin,Effect of Faulting on Fluid Flow in Porous Sand stones: Geometry and Spatial Distribution,AAPG Bulletin, 1995,79 (5) ,642-671

193. B.E Law and W.W Dickinson: Conceptual model for origin of abnormally pressured gas accumulation in low-permeability reservoirs, AAPG, 1985,69 (8): 1295—1304

194. B.E Law, Basin-centered gas systems, AAPG Bulletin,2002,86(11): 1891~ 1919

195. B.E Law, V.F Nuccio, and C.E Barker, Kinky vitrinite reflectance well profiles; evidence of paleopore pressure in low-permeability, gas-bearing sequences in Rocky Mountain foreland basins, AAPG Bulletin, Aug 1989,73:999 ~ 1010

196. Bally A M Snelson S,Realms of subsidence,Canada Soc,Petrol, Geol, Men, 1980,6

197. Beaumont C, Foreland Basins,Geophys,J,R,Astr,Soc, 1981,65:291—329

198. Bell, D.R, and Rossman, G.R, Water in Earth's mantle: The role of nominally anhydrous minerals, Science, 1992,255(5050): 1391~13?7

199. Bethke С M,Reed J D,01tz D F, Long-Range Petroleum Migration in the Illinois BasinfJ., AAPG Bulletin, 1991,75(5):925~945

200. Bois C, Bouche P, Pelef R, Global geologic history and distribufion of hydrocarbon reserves J ., AAPG, 1982,66 (9):70~74

201. Bouvier J D, Sijpesteijn K, Kluesner D F, Three-dimensional seismic interpretation and fault sealing investigations, Nun Ricer field,Niggeria AAPG Bull, 1989,73(11) P1397~1414

202. Bredehoeft J. D, J.B. Wesley, and T.D. Fouch, Simulations of the Origin of Fluid Pressure, Fracture Generation, and the Movement of Fluids in the Uinta Basin, Utah, AAPG Bulletin, 1994,78(11):1729~ 1747

203. C.A Brown, J.W Crafton, and J.G Golson, The Niobrara gas play; exploration and development of a low-pressure, low-permeability gas reservoir, JPT, Journal of Petroleum Technology 1982,34(12):2863~2870

204. Carr A D, A vitrinite reflectance kinetic model incorporating overpressure retardation, Marine and Petroleum Geology, 1999,16(3):355~377

205. Carr A D, Suppression and retardation of vitrinite reflectance, Part 2- Derivation and testing of a kinetic model for suppression,Journal of Petroleum Geology, 2000,23(4): 475—496

206. Carruthers D,Ringose P, Secondary Oil Migration:Oil-Rock Contact Volumes,Flow Behavior and RatesJ.,Geological Society Special Publication,1998,144:205—220

207. Catalan, L.F, Xiaowen, I and Chatzis, et al, An experimental study of secondary oil migration, AAPG Bulletin, 1992,76: 638-650

208. Chatenever A,Calhoun J C,Visual examinations of fluid behavior in porous media (Part I) J., A1ME Petroleum Transactions, 1952,195:149—156

209. D.H Welte et al: Gas generation and migration in the Deep Basin of Western Canada, AAPG Memoirl984,38:35-48

210. D.R,Leythaeuser et al: Diffusion of light hydrocarbons through near-surface rocks, Nature,1980,284: 522-525

211. Dahlbeig, E.C, Applied hydrodynamic in petroleum exploration: Springer-Verlag, New York, 1982

212. Dickinson W R, Plate tectonics and sedimentation,In:Dickinson W R,ed,Plate Tectonics and Sedimentation,Spec,Publ,Soc,Econ,Plaoont,Miner,Tulsa, 1974,22:1 —27

213. Dorban M, Iganatiadis 1, Schmitter J M, et al, Identification of carbazoles and benzocarbazoles in a coker gas of oil and influence of catalytic hydrotreatment on their distribution J., Fuel, 1984a,63:565—570

214. Dow W G, Application of oil correlation and source rock data to exploration in Williston BasinJ., AAPG Bull, 1974,58(7): 1253 1262

215. Eardley A J, Structural geology of North America,New York:Harper, 1951:1—624

216. Emmons W H, Experiments on accumulation of oil in sandsJ., AAPG Bull, 1921,5:103 — 104

217. England, W.A, and Fleet,A.J, Petroleum migration, Geological Society Special Publication, Landon, 1987

218. Faure G, Principles of isotope geology,New York:John Wiley & Sons, 1977,1:464

219. Fradkin G S, Jin Z J, Basharin A K, Evaporite screens of oil and gas reservoirs in the Siberian and Tarim Platforms, Geologiya 1 Geofizika, 2001,42 (11-12):1945~1953

220. George, S.C, Eadington, P.J and Lisk M, et al, Geochemica! comparison of oil trapped in fluid inclusions and reservoired oil in Blackback oilfield, Gippsland Basin, Australia, Petroleum Exploration Society of Australia Journal ,1998,26:64—81

221. George, S.C, Krieger, F W and Eadington, P.J, et al, Geochemical comparison of oil-bearing fluid inclusions trapped in quartz grains and live oil from the Того Sandstone, Papua New Guinea, Organic Geochemistry, 1997c, 26:155—173

222. George, S.C, Lisk, M and Eadington, P.J, et al,Fluid inclusion record of early oil preserved at Jabiru Field, Vulcan Sub-basin, Exploration Geophysics, 1997,28:66—71

223. Gibson R G, Fault-zone seals in siliciclastics of the strata of the Columbus Basin,offshore Trinidad,

224. AAPG Bull, 1994,78(9) P1372-1385

225. Girard J P, Aronson J L, Savin S M, Sepration ,K/Ar dating and 180/160 ratio measurements of diagenetic K-feldspar overgrouths, an example from the Lower Cretaceous arkoses of Angola marginJ., Geochimica et Consmochimica, 1988,52:2207—2214

226. Glasmann, J.R, Clarke, R.A and Larter, S, et al, Diagenesis in the Bergen High area, North Sea: relationship to hydrocarbon maturation and fluid flow, Brent sandstone, Bull, Am, Assoc, Petrol, Geol, 1989,73:1341-1360,

227. GUSSOW W.C,Differential entrapment of oil and gas-a fun-damental principleJ.,AAPG Bull,1954,38:816-853

228. Gussow, W.C, Migration of reservoir fluids: Journal of Petroleum Technology, 1968,20:353—363

229. Halliday A N, Ohr M, Mezger J T, et ai, Recent developments in dating ancient crustal fluid fluid flowJ., Review of Geophysics,1991,29:577—584

230. Harding TP, Petroleum traps associated with wrench faultsJ.,The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 1974,58(7): 1290-1304

231. Haszeldine R S, Samson I M and Comfort C, Dating diagenesis in a petroleum basin,a new fluid inclusion methodJ., Nature, 1984,307:354—357

232. Hindle A.D, Petroleum Migration Pathways and Charge Concentration: A three —dimensional model,,AAPG Bulletin, 1997,81 (8): 1451 -1481

233. Hippler S J, Deformation mcrestructures and diagenesis in sandstone adjacent to an extensional fault:implications for the flow and entrapment of hydrocarbon, AAPG Bull,1993,77(4)P625—637

234. Hirsch L M, Thompson A H, Minimum saturations and buoyancy in Secondary Migration. AAPG Bull, 1995,79 (5): 69-710

235. Hogg A J C, Hamilton P J, Macintyre R M, Mapping daigenetic fluid flow within a reservoir: K-Ar dating in the Alwyn area (UK North Sea),Marine and Petroleum Geology, 1993,10:279—294

236. Hooper E, C.D, Fluid Migration along growth faults in compacting sediments Jour Petrol Geol, 1991,42. ,161-180

237. Hooper E. C. D, Fluid Migration along growth faults in compacting sediments Jour Petrol Geol, 1991,4 (2) :16I —180

238. Horberg С L,et al, Structural trends in central western Wyoming,Geol,Soc,America Bull, 1949:60:183 -216

239. Hu Wenxuan, Jin Z J, Qiu Nansheg, Boiling process of low temperature formation water in petroleum system, Qaidam Basin, Chinese Science Bulletin, 1999,44(supp):77—78

240. Hubbert M.K, Entrapment of petroleum under hydrodynamic condition ,AAPG Studies in Geology , 1953,10

241. Hunt J M, Petroleum geology and geochemistry, 2nd ed, San Francisco: Freeman and Company, 1996,743

242. Hunt J M, Whelan J K, Eglinton L B, et al, Gas generationA major cause of deep Gulf Coast overpressuresJ., Oil & Gas Journal, 1994,92:59—62

243. Hunt J.M, Generation and migration of petroleum from abnormally pressured fluid, AAPG, 1990, 74(1):1 —12

244. J.A,Masters: Deep Basin Gas Trap,Western Canada, AAPG, 1979-63 (2): 152—181

245. J.W Schmoker et al: Gas in the Uinta basin,Utah-Resources in continuous accumulations, Mountain Geology, 1996,33 (4): 95-104

246. Jin Z J, Bai G P, An introduction to petroleum and natural gas exploration and production research in China, Journal of Petroleum Science and Engineering, 2004,41(1-3)

247. Jin Z J, Sun Y Z, Yang L, Influences of deep fluids on organic matter of source rocks from the Dongying depression, East China, Energy Exploration & Exploitation, 2001,19(5), 479—486

248. Jin Z J, Wang Q C, Recent developments in study of the typical superimposed basins and petroleum accumulation in China: Exemplified by the Tarim Basin, Science in China Series D-Earth Scicences, 2004,47(1):1~15

249. Jin Z J, Zhang L P, Zeng J H, et al, Multi-origin alkanes related to C02-rich, mantle-derived fluid in Dongying Sag, Bohai Bay Basin, Chinese Science Bulletin, 2002,47(20), 1756—1760

250. Jones R.W, Some matter balance and geological constrains on migration mechanisms,AAPG, 1981,65(1)

251. Karlsen D.A, Nedkvitne T, barter S.R, Bjorlykke K, Hydrocarbon composition of authigenic inclusions: Application to elucidation of petroleum reservoir filling history, Geochimica et Cosmochimica Acta,1993,57:3641—3659

252. Kelley S,Turner QButterfield A W,et al,The source and significance of argon isotopes of fluid inclusion from areas of mineraIizationJ.,Earth Planetary Science Letters,1986,19:303—318

253. Kingston D R, Dishroon С P and Williams P A, Hydrocarbon plays, global basin classification, Oil and Gas Journal, 1985,83(18): 265—270

254. Kinji Magara, Pressure Sealing: An Important Agent for Hydrocarbon Entrapment, Journal of Petroleum Science and Engineering,!993,9:67—80

255. Klein G Dev, Current aspects of basin analysis: Sedimentary geologyJ., Elsevier Science Publishers B, 1987,50:95-108

256. Klein G Dev, Current aspects of basin analysis: Sedimentary geologyJ., Elsevier Science Publishers B,1987,50:108-118

257. Klemme H D, Petroleum basinxlassifications and characteristics,Journal of Petroleum Geology, 1980,27:30 -66

258. Knipe R J, Juxtaposition and seal diagrams to help analyze fault seals in hydrocarbon reservoirs

259. J. ,AAPG Bull, 1997,81(2):187~195

260. Lafargue E, Espitalle, Experimental simulation of hydrocarbon expulsion, Organic Geochemestry, 1990,16(1-3):121 —131

261. Lenormand R, Touboul E, Zarcone C, Numberical Models and Experiments on Immiscible Displacements in Porous Media, Fluid Mech ,1988,189:165—187

262. Levorsen A.I, Geology of Petroleum(second edition), W,H, Freeman and Company, San Francisco, 1967

263. Levorsen A.l, Geology of Petroleum, W,H, Freeman and Company, San Francisco, 1954

264. LI Hua-Qin,LIU Jia-Qi, and DU Guo-Min et al, Chronological Study on Metallization of Endogenetic

265. Metallic Deposits-An Example From Xihuashan Tungsten Deposit, South China, Chinese Science1. Bulletin, 1993,11:

266. Liewig N, Clauer N, Sommer F, Rb-Sr and K-Ar dating of clay diagenesis in Jurassic sandstone oil-reservoir, North SeaJ., Bulletin of the American Association Petroleum Geology, 1987,71:1 461 — 1474

267. Lisk M, George S.C, Summons R.E, et al, Mapping hydrocarbon charge histories : detailed characterization of the South Pepper oil field, Carnavon Basins, Aust, Petrol, Explor, Assoc,J,1996,36(1 ):445—464

268. Macgregor D.S, Factors controlling the destruction or preservation of giant light oilfield , Petroleum Geoscience, 1996,2:197—217

269. Magoon L B, Identified petroleum systems within the United States ,The petroleum system -status of research and methods ,USGS Bulletin 1992,2007:2-11

270. Magoon L.B, Dow W.G, The petroleum system—from source to tap, AAPG Memoir 1991,60

271. Magoon L.B, et al, Petroleum systems of the United states, U,S, Geological Survey Bull, 1988,1870:68

272. Mann D M, and A S Mackenzie, Prediction of pore fluid pressure in sedimentary basins, Marine and Petroleum Geology,1987,7:55~65

273. Marty B, Gunnlaugsson E, and Jambon A, et, al, Gas goechemistry of geothermal fluids, the Hengill area, southwest rift zone of IcelandJ., Chemical Geology, 1991,91:207-225

274. Meissner F F, Petroleum Geology of the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota and MontanaA., Proceedings of 1978 Williston Basin Symposium[C],Montana Geological Society, Billings, 1978:207-227

275. Michele Moisio Thomas & Jamie A, Clouse, Scaled Physical Model of Secondary Oil Migration, AAPG 1995,79(1):19~29

276. Moran J E, Fehn U, Hanor J S, Determination of soure ages and migration patterns of brine from the U,S, Gulf Coast basin using 129IJ., Geochimicaet Cosmochimica Acta, 1995,59(5):055~069

277. Morrow N R, Physics and thermodynamics of capillary action in porous media, Industrial and Engineering Chemistry, 1970,62:32—56

278. Nakayama,etal. Simulation model for petroleum exploration. AAPG 1981,65:1230—1255

279. Nedkvitne T, Karlsen D.A and Bjoriykke K, et al, Relationship between reservoir diagenetic evolution and petroleum emplacement in the Ula Field, North Sea, Marine and Petroleum Geology, 1993,10:255-270

280. OLIVER J, Fluids expelled tectonically from orogenic belts: Their role in hydrocarbon migration and other geologic phenomena, Geology, 1986,14(2): 99—102

281. P.R Rose et al: Possible basin centered gas accumulation,Roton basin,Southern Colorado, Oil & Gas Journal, 1984,82 (10): 190-197

282. Parnell J, ed, Geofluids: Origin, Migration and Evolution of Fluids in Sedimentary BasinsM., London: Geological Society Special Publication, 1994,78

283. Parnell J, Swainbank I, Pb-Pb dating of hydrocarbon migration into a bitumen-bearing ore deposit,North WalesJ., Geology, 1990,48(10): 1 028-1 030,

284. Perrodon A, Geodynamique Petroliere,Genese et repartition des gisements d' hydrocarburesC.,Paris,Masson-ElfAquitaine,1980

285. Perrodon,A, Dynamics of oil accumulation,Bulletin Des Centres De Recherches Exploration-Production Elf-Aquitaine,MEMS (English Edition), 1983,1—80,

286. Perroud H, Chauvin A, Rebelle M, Hydrocarbon seepage dating through chemical remagnetizationA., In : Turner P, Turner A, eds, Palaeomagnetic Application in Hydrocarbon Exploration[C], London: Geological Society Special Publication, 1995,98:33—41

287. Price L C, Basin richness and source rock disruption: a fundamental relationship j. ? Journal of Petroleum Geology,1994,17:5—38

288. Price L C, Thermal stability of hydrocarbons in nature: Limits,evidence, characteristics, and possible controls, Geochim Cosmochim Acta, 1993,57(20): 3261 —3280

289. Price N J, Aspects of gravity tectonics with special reference to the development of listric faults, J GeolSoc London, 1977,103:311 327

290. R.C,Surdam et al: The Regional pressure regime in Cretaceous sandstones and shales in the Powder River Basin, AAPG Memoir, 1995,61

291. R.M,Gies: Case history for a major Alberta Deep Basin gas trap: the Cadomin Formation, AAPG Memoir38,1984

292. Ramboz C, Fluid immiscibility in natural processes: use and misuse of fluid inclusion data, II, Interpretation of fluid inclusion data interms of immiscibility J. , Chem Geol, 1982,37:29—48

293. Raymond M, Coveney, Jr, Gobel, E, D, et, al, Serpentinzation and the origin of hydrogen gas in Kansas, AAPQ 1987,71(1): 39-48

294. J., Industrial and Engineering Chemistry, 1952,44:2601—2605

295. Saigal G C,BjorIykke K,barter S,The effect of oil emplacement on diagenetic processes:examples from the Fulmar reservoir sandstones,Central North SeaJ.,AAPG Bull, 1992,76(7): 1024—1033

296. Shepherd T J.Darbyshire D P F,Fluid inclusion Rb Sr isochrons for dating mineral depositsJ.,Nature, 1981,290:578-579

297. Simoneit В R T, Petroleum generation, an easy and widespread process in hydrothermal system: an overviewJ., Applied Geochemistry, 1990,5(1/2): 17—28

298. Simoneit В R T,Lonsdale P F, Hydrothermal petroleum in mineralized mounds at the seabed of Guaymas BasinJ., Nature,1982,295:198-202

299. Stainforth J.G, Primary migration of hydrocarbons by diffusion through organic matter networks, and its effect on oil and gas generation,Geochemistry, 1990,16(1):1—3

300. Stille H, Tektonische Beziehungen zwischen Nordamerika und Europa,In:16th Internat,Goel,Cong,Rept,Washington, 1936:829—838

301. Sylta O.Pedersen J I,Hamborg M, On the Vertical and Lateral Distribution of Hydrocarbon Migration Velocities during Secondary MigrationJ.,Geological Society Special Publication,1998,144:221—232

302. Ungerer P, State of the art of research in kinetio middling of oil formation and expulson, Org,Geochem, 1990, 16(1-3): 1-25

303. Ungerer P,. Models of petroleum formation: how to take into account geology and chemical kinetics. In Thenomena in Sedimentary Basins,Editions Technip,Paris, 1984

304. Ungerer P.F, Behar M, Villalba, et al . Kinetic modeling of oil cracking . Org, Geochem„1988,13(4-6):857—868

305. WANG Tonghe; Structural Styles of Fronts of Thrust-Detachment Faults in Petroleum-bearing Areas of Western China, ACTA GEOLOGICA SINICA ,1999,73(4)

306. Watls N L, The oretical aspects of cap rock and fault seals for single and two phase hydrocarbon columns, Marine and Petroleum Geology, 1978,4(4)

307. Wilhelms A, Patience R L, Larter S R, et al, Nitrogen func-tionlity distributions in asphaltenes isolated from several oils from different source rock typesfj., Geochimica et Cosmochimica Acta, 1992,56:3745-3750

308. Zha Ming; Zhao YongJun AND Mao ChaoLin; A Study on Hydrocarbon-Generating Potential and Kinetics of Source-Rock Pyrolysis, Chinese Journal of Geochemistry, 1995,14(03):256~263

Информация о работе

Цзинь Чжицзюнь
доктора геолого-минералогических наук
Москва, 2007
ВАК 25.00.12

Диссертация

Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Особенность образования залежей углеводородов и закономерность распределения средних и крупных нефтегазовых месторождений Китая - тема автореферата по наукам о земле, скачайте бесплатно автореферат диссертации

Похожие работы