Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Тектонодинамические условиях нефтегазонакопления

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Тектонодинамические условиях нефтегазонакопления"

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИИ (ВНИИГАЗ)

• I

' I

г

} На правах рукописи

СОЛОВЬЕВ НИКОЛАЙ НИКОЛАЕВИЧ

УДК 553.981 (552.578) + 551.24

ТЕКГОНОДИНАМИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ НЕФТЕГА 30 НАКОПЛЕНИЯ

Специальность 04.00.17 - Гаология, поиски и разведка

• нефтяных и газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минвралогичэских наук

Москва - 1992

Рабога выполнена во Всероссийской научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВШИГАЗ).

Официальные оппоненты:

Докгор геолого-минералогических наук Овчаренко A.B. Доктор геолого-шшералогических наук Захаров Е.В. Докгор reoлого-минералогических наук Шейн B.C.

Ведущая организация:

ордена Трудового Красного Знамени Институт геологии и разработки горючих ископаемых ( ИГиРГИ )

Защита состоится 20 М i\9i 1992 г. в 13 час.30 мин на заседании специализированного совета Д 070,01,01 по защите диссертации на соискание ученой степени доктора наук при Всероссийском научно-исследовательском институте природных газов и газовых технологий (ВШИГАЗ) по адресу: I427I7, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВШИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ВНИИГАЗ!

Ученый секретарь специализированного совета,

к,т.н.

jetZ^gZ/Z E.H. Ивакин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность исследований. Доминирующая роль углеводородного сырья в мировом энергетической балансе требует постоянного возобновления его ресурсов. Из-за высокой разведанности легкодоступных элементов нефтегазоносных бассейнов (НГБ) поиски новых месторождений углеводородов (УВ) все чаще ведутся в усложняющихся горно-геологических условиях. С каждым годок увеличивается количество месторождений, отличающихся нетрадиционными условиями локализации УВ, большими глубинами залегания, сложными условиями бурения сквакин. Возрастает доля мелких месторождений. В связи с этим повышаются требования к составлению геологических моделей поисковых и эксплуатационных объектов. Все чаще для этого необходима информация о генезисе того или иного месторождения. Поэтому получение новых знаний в области геологии нефти и газа является безальтернативно необходимой предпосылкой оптимизации процессов подготовки и освоения ресурсов УВ.

Тектонодинамическая оценка процессов, составляющих онтогенез нефти и газа, является одним из наиболее перспективных новых направлений достижения згой цели, что и определяет необходимость и актуальность таких исследований.

Цель работы состоит в разработке гектонодинамической теории нефтегазообразования и исследовании ее применимости для решения теоретических и прикладных вопросов в области генезиса, миграции, аккумуляции нефти и газа (и их ингредиентов), прогнозирования и промышленного освоения их месторождений.

Основные задачи исследований. Поставленная цель достигалась путем решения следующих основных задач:

1. Исследование и теоретическое обоснование концепции гектонодинамической оценки процессов, составляющих онтогенез нефти и газа.

2. Исследование гекгонодинамических механизмов активации процессов генерации УВ, дегазации подземной гидросферы, первичной миграции и аккумуляции УВ при формировании их месторождений.

3. Разработка научно-технических решений по использованию основных положений гектонодинамической концепции для реше-

ния прикладных вопросов в области геологии нефти и газа: раздельный прогноз нефге- и газоносности, происхождение и накопление сероводорода (Н2&) в герригенных комплексах; гектонодина-мическая модель Даулетабад-Донмезского газового месторождения и г.п.

Научная новизна. Автором впервые разработана концепция тектонодинамической оценки условий формирования месторождений -- нового направления изучения нефтегазоносных территорий. Основу диссертации составляет обоснование новых научно-технических решений методами тектонодинамического анализа в области исследования:

- механизмов генерации, первичной миграции и собирательной аккумуляции УВ;

- механизма дегазации подземной гидросферы при формировании газовых месторождений;

- критериев оценки условий раздельного формирования нефге- и газоносности и основных факторов уникальной концентрации нефти (и газа) в НГБ Персидского залива;

- моделей генерации Н^Б и условий его накопления в тер-ригенных отложениях;

- модели сероводородного заражения и строения ловушки Даулетабад-Донмезского месторождения;

- текгонодинамических основ интерпретации результатов дешифрирования космических снимков (КС).

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Основные методические приемы разработанной новой схемы тектонодинамического анализа нефтегазоносных территорий использовались для решения ряда прикладных задач. Развернутая реконструкция истории формирования и сероводородного заражения Даулетабад-Донмезского месторождения была принята как тектонодина-мическая модель геологической основы его разработки. Исследование вертикальной зональности образования и аккумуляции Я> (в том числе в герригенных комплексах) положено в основу способа прогнозирования ожидаемого уровня концентрации Н2Б на планируемых объектах бурения в Туркмении и Афганистане. Текгоноди-намическая оценка условий газонакопления в южных районах Туран-ской плиты использовалась для выбора основных направлений и

объектов газопоисковых рабог. Автор диссертации принимал непосредственное участие в геологической обосновании открытия Учаджинского, Сейрабского, Балкуинского, Бабаарапского, Чаачин-ского (Меанинского), Тангикудукского газовых месторождений. Экономический эффект от внедрения разработок, приходящийся на долю автора, составляет 560 тыс.рублей.

Апробация работы. Основные положения диссертации излагались автором на Международных (Лондон, 1983; Краснодар, 1990), Всесоюзных (Гомель, 1979; Одесса,' 1981; Тюмень, 1981, 1986; Астрахань, 1982; Пермь, 1983; Москва, 1984, 1985, 1988; Ашхабад, 1987) и Республиканских (Львов, 1981; Чарджоу, 1981; Москва, 1981, 1983; Ашхабад, 1986) совещаниях (конгрессах, конференциях ...), на которых обсуждались различные вопросы геологии (и освоения) нефтяных и газовых месторождений (генезис углеводородных газов и их полезных компонентов, миграция УВ, геотектонические, геодинамическио, геохимические закономерности размещения и формирования месторождений, критерии прогноза зон нефге-и газонакопления и т.п.).

По теме диссертации автором' опубликовано более 70 рабог, в том числе 2 авторских свидетельства. Ряд работ опубликован в Международном геологическом обозрении (Int. Gen¿. Rew,). Часть материалов диссертации включена в научно-технические отчеты, выполнявшиеся во ^ЧШГАЗе под научным руководством автора.

Объем работы. Диссертация помимо введения и заключения состоит из двух разделов, включающих II глав, изложенных на 282 стр. машинописного текста, иллюстрированного 43 рис. и 3 табл. Библиография содержит 297 наименований.

Проведению исследований способствовало многолетнее плодотворное сотрудничество с профессором Г.И. Амурским. Весьма полезной бнла совместная разработка ряда вопросов с доктором геолого-минералогических наук И.П. Кабревыы, профессорами В.И. Ермаковым, Г.А. Зотовым, членом-корреспондентом АЕН РФ В.И. Старо-зельскии, кандидатами геолого-минералогических наук С.Н. Алехиным, М.С. Бондаревой, A.B. Бочкаревым, Е.Я. Гавриловны, В.С.Гончаровым, З.С. Гончаровым, И.Б. Кулибакиной, В.Н. Пашковским, H.H. Тимониным, З.Б. Хуснутдиновым.

При работа над диссертацией автор пользовался консультациями профессоров H.A. Еременко, В.Н. Корценштейна, В.Н. Николаевского, В.5. Оленина, В.В. Семеновича, Б.Л. Соколова, докторов геолого-минералогических наук Н.Б. Валитова, Е.В. Захарова, . В.Ы. Мурадяна, A.C. Панченко, A.A. Плотникова, B.C. Шейна, кандидатов геолого-минералогических наук Я.А. Берето, М.Я. Зыкина, К.Н. Кравченко, Я.Р. Морозовича, В.А. Скоробогатова, ЮЛ. Фри-мана, Ы.О. Хвилезицкого, Т.И. Хенвина.

Автор искренне благодарен всем коллегам за помощь в подготовке диссертационной работы.

РАЗДЕЛ I. ТЕКТОНОДИНАМИКА И ОНТОГЕНЕЗ НЕФТИ И ГАЗА ( ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ)

"... тектонический контроль нефтегазоносности осуществляется в многообразной форме, причем, развитие исследований вскрывает все новые стороны влияния тектоники на нефтегазоносносгь"

(В.Е. Хаин, 1986. с. 36)

Раздел содержит результаты анализа условий влияния динамики тектонических движений на условия генерации, миграции и аккумуляции УВ.

В главе I.I рассматривается современное состояние проб

лемы.

Различные аспекты гекгонодинамического (или сейсмогекто нического, или геодинамического, или энергетического) анализа нефтегазоносности разрабатывались P.E. Айзбергом, Г.И. Амурски Я.А. Берето, A.B. Бочкаревым, А.Т. Донабедовым, Р.Г. Гарецким, H.A. Еременко, Л.М. Зорькиным, К.А. Клещевым, H.A. Крыловым, ОД. Кузнецовым, А.Н, Резниковым, В.А. Сидоровым, Б.А. Соколовым, H.H. Соловьевым, Т.И. Сороко, A.A. Трофимуком, Н.В. Черским, В.Е. Хаиным, В.П. Царевым, B.C. Шейном и др. Его основу составляют следующие обобщенные и в разной мере обоснованные положения:

- энергия тектонических процессов является важным факт ром эволюции нафтидных систем НГБ;

б

- тектонодинамические преобразования земной коры, сопровождающиеся функционированием различных нелинейных энергетических полей, имеют важное значение в нефтегазообразовании и

-накоплении;

- разнообразные физико-механические поля тектонического генезиса снижают энергию активации и (или) усиливают интенсивность практически всех частных процессов, составляющих онтогенез нефти и газа.

В главе 1.2 анализируются некоторые вопросы энергетики в связи с оценкой эволюции природных нафтидных систем.

С момента зарождения учения о геологии нефти и газа энергетика процессов, составляющих онтогенез углеводородсодержащих систем, ставилась в зависимость от гравитационного и теплового полей Земли. По мере его развития все чаще обнаруживалось, что только эти источники энергии не в состоянии обеспечить реализацию, например, таких процессов, как первичная и собирательная миграция УВ / H.A. Еременко, 1984; H.H. Соловьев, Г.И. Амурский, 1985 и др./.

В самом общем вида формирование разномасштабных нефтегазовых систем (от единичных окоплений до протяженных нефтегазоносных поясов) можно представить как результата борьбы двух конкурирующих процессов (или групп процессов): глобальной диссипации УВ и их концентрирования в "тупиковых" зонах.

Нафгидная фаза природной системы, включающей органическое вещество (OB), УВ и вмещающие их водонасыщенные горные породы, до достижения метанграфитового состояния, отличающегося наиболее низким уровнем свободной энергии, всегда характеризуются как неравновесная /П.Ф. Андреев, 1967/. Однако скорости самопроизвольного развития как системы в целом, гак и составляющих их фаз, настолько низки, что без подвода энергии извне из-за превалирующей роли диссипагивных процессов оно не может сопровождаться формированием промышленных скоплений УВ.

Среди многочисленных процессов, сопровождающихся выделением энергии, наибольшего внимания заслуживают тектонические. Во-первых, работа, совершаемая тектоническими силами, обеспечивает выделение в земной коре весьма разнообразных видов энергии (тепловой, механической, электромагнитной, сейсмической и др.).

Во-вторых, основным источником этих производных видов энергии являются деформирующиеся горные породы. В-третьих, не только выделение, но и поглощение большей части вторичной энергии тектонических процессов происходит непосредственно л земной коре, в том числе и в системе осадочные породы - ОВ - флюиды, составляющей основу НТВ.

Одним из глазных, пока еще не учитываемых показателей, является геодинамическое поле напряжений и производимая им работа над системой породы - флюиды. Из-за этого собственно горным породам, по-существу, отводится роль пассивного каркаса, независимо от изменения состояния которого эволюционирует наф-тидная фаза. Однако, именно принудительному энерго- и массо-обмеяу в системе водонасыщенная горная порода - ОВ - УВ, происходящим при ее тектонодинамическом возбуждении, принадлежит главенствующая роль во всех процессах и явлениях, завершающихся, в конечном итоге формированием месторождений нефти и газа.

Важные особенности тектонодинамического преобразования земной коры, и, в чаотности, системы горные породы - ОВ - флюиды в объеме КГБ находят соответствие в результатах уже используемых э промышленности процессах. Это и эксперименты по возбуждению нефтеносных пород взрывом, и многочисленный опытно-промышленные данные по инициированию химических превращений физическими и мзханическими методами, и результаты методов вторичного воздействия на пласт (вибрация, магнитная обработка, механиче-. екая активизация и др.) и т.д. На менее показательны результаты нефгегеологического осмысливания данных сейсмологии в части изучения предвестников землетрясений на геодинамических полигонах, наблюдений за строительством и эксплуатацией водохранилищ и др.

Работа, совершаемая тектоническими силами, в зависимости от интенсивности тектогенеза по величине колеблется в широких пределах. В экстремальных условиях выделяющаяся при этом энергия обеспечивает формирование протяженных динамометаморфических поясов. Широко известны также многочисленные случаи "локального' метаморфизма пород на берегах крупных разломов земной коры. Наоборот, в тектонически болое спокойных зонах Земли мощность виде-ления тектонической энергии снижается до некоторого минимальное уровня. Но даже на древнейших щитах, которые скорее по традиции нежели в согласии с современными фактами, до сих пор нередко считаются примерами тектонической пассивности, этот уровень 8

далек ог нуля. Даже здесь местами горизонтальная составляющая поля.напряжений намного превышает вертикальную /W.Hast, 1974 и др./, что свидетельствует о его геодинамичаской природе. Ярким примером современной активизации внутриплитного гекгогенеза служит Туранская плита, характеризующаяся, как и многие другие (например, Западно-Сибирская), чрезвычайно интенсивной раздробленностью базальных горизонтов осадочного чехла.

В главе 1.3 оценивается влияние физико-механических явлений гектонодинаыического генезиса на нефтегазоносность. При деформации в нелинейных геодинаыических полях напряжений горные породы становятся источником разнообразных наложенных энергетических полей. Энергия, затрачиваемая на деформирование, до разрушения материала расходуется на пластическое течение. При этом спонтанно повышается химическая активность вещества за счет возникновения активных центров, генерации свободных радикалов, резкого возрастания подвижности атомов и т.п., что само по себе понижает его устойчивость'при контакте с любым растворителем.

Перед разрушением деформируемые твердые тела испытывают объемное расширение, на что еще в прошлом веке обратил внимание

0. Рейнольде. Это явление, получившее название "дилатансия", экспериментально подтвердил П.В. Бриджмен (1949). С физической точки зрения дилатансия рассматривается как процесс генерации трещинной пустотности или изменения системы пор и трещин /В.Н. Николаевский, В.И. Шаров, 1986/. Этот процесс неоднократно наблюдался при деформации широкой гаммы геоматериалов /А.Н. Ставрогин, 1969; H.H. Павлова, 1975 и др./, причем, величина разуплотнения, например, карбонатных пород может достигать нескольких процентов /Т.Н. Юрель, Л.Н. Левушкин, 1983/.

Любое твердое тепло, разрушаясь излучает акутические и электромагнитные сигналы, достигающие апогея в ареалах потери его сплошности. При акустической эмиссии частота упругих колебаний достигает звукового и даже ультразвукового диапазонов. Деформация кубического блока гранита (ребро 700 мм) позволила зафиксировать 3500 источников акустических сигналов /Г.А. Соболев,

1.В. Кольцов, 1988/. Берега образующихся трещин покрываются разноименными электрическими зарядами, а их раздвижение сопровожда-зтея электромагнитный излучением /В.М. Финкель, 1981 и др./.

Каждое из упомянутых физических явлений, происходящих в деформирующихся флюидонасыщенных породах, может становится при-чи"ой инициирования механо-, магнию- и электрохимических процессов. Феноменальные энергетические последствия деформации во-донасыщонных горных пород следует рассматривать во взаимосвязи с пигрофизическими преобразованиями твердой фазы и гидродинамическими аффектами.

Среди тектонодинамических производных в онтогенезе нефти и газа наиболее важное значение могут иметь такие явлония и процессы как деформация сдвига, сейсмическая вибрация, ударная волна, дилагансия, вариации электромагнитных полей. Они обеспечивают активное изменение параметров и состояния системы горные породы - ОВ - флюиды и составляющих ее фаз за счет: импульсных вариаций пластового (или порового) давлений; снижения энергии активации химических превращений (повышения химической активности вещества); магнитного усиления химических реакций; повышения активности природных катализаторов; разуплотнения горных пород; флуктуаций объема пустотного пространства и проницаемости горных пород; изменения вязкости флюидов; фазовых переходов; коалесцен-ции; кавитации и др.

Необходимость, реальность и неизбежность тектонодинамиче-ского взгляда на онтогенез нефти и газа определяется следующими в различной степени теоретически и фактологически обоснованными положениями:

- при естественных темпах передачи осадочным толщам эндогенной тепловой энергии и градиентах гравитационного поля конкуренция процессов генерации и рассеивания УВ в подземной гидросфера НГБ далеко не всегда может завершаться нефге- и газонакоп-лониац;

- энергетические поля тектонодинамического генезиса, обладая высокой пространственной и временной анизотропией, периодически обеспечивают и поддерживают разность потенциалов в систв' ме горныо породы - ОВ - флюиды;

- при наложении вторичных высокоградиентных энергетических полей на термическое и гравитационное энерго- и массообмен в нафтидных системах НГБ резко усиливаются, благодаря чему возрастают темпы перевода УВ в свободное состояние, что дает начало формированию их залежей.

В главе 1Л обсуждаются вопросы тектонодинамической оценки условий генерации УВ. Преобразование ОВ с высвобождением летучих происходит постоянно. Формирование же залежей УВ и во времени, и в пространстве является лишь частным случаем этого более общего процесса и реализуется тогда, когда темпы генерации и эмиграции УВ начинают превышать интенсивность их естественной диссипации. Поэтому сама по себе информация о стспени зрелости ОВ непосредственно не дает однозначных и полных знаний об эволюции летучих продуктов. Однако, именно последнее принципиально важно для понимания условий перехода генерировавшихся УВ от рассеянного к гомогенному состоянию. Этот этап определяет но только долю УВ, участвующих в образовании залежей, но и в значительной мере ответственан за состав и фазовое состояние формирующих их флюидов. Во-первых, потому что по мере увеличения продолжительности катагенеза ОВ снижается возможность аккумуляции УВ из-за возрастающих относительных масштабов их потерь на растворение, диффузию, сорбцию и т.п. Во-вторых, по причине влияния темпов подвода энергии на выход и соотношение различных ингредиентов продуктов преобразования ОВ. В-третьих, ввиду того, что от интенсивности катагенеза ОВ зависят степень сопряженности и условия реализации первичной миграции и собирательной аккумуляции УВ. Возможны и другие ограничения, тем более, что накапливаются данные об обратной связи между продолжительностью генерации и масштабностью аккумуляции УВ. Поэтому в энергетически вяло развивающихся бассейнах даже при оптимальном уровне преобразования ОВ, в лучшем случав, формируются только мелкие и редкие скопления УВ.

Возможности преобразования ископаемого ОВ под влиянием сейсмотектонических процессов теоретически и экспериментально исследовались ЭЛ. Галимовыи (1973), А.А. Трофимуком и др. (1983), Н.В. Черским и В.П. Царевым (1978) и др. Некоторые вопросы оценки условий тектонодинамического инициирования генерации УВ в нефтегазо- и угленосных бассейнах рассматривались Г .И, Амурским, А.В. Бочкаревым и Н.Н. Соловьевым (1985), предложившими новую гекгонодинамическую модель нефтегазообразования.

На примере Донецкого и ряда других бассейнов показаны особенности формирования диагональной зональности катагенеза углей, как результат наложения субвертикальной, обусловленной

действием теплового потока, и субгоризонтальной, формирующейся под влиянием тектонических стрессов. Периодические упругоплас-тические и хрупкие деформации горных пород (включающих ОВ) сопровождаются реализацией разнообразных механохшических реакций с выделением УВ, поскольку в таких условиях активность твердой и жидкой фаз системы породы - ОВ - флюиды в значительной мере определяется напряженным состоянием твердой фазы. В твердых телах под воздействием давления и деформации сдвига обнаружена сверхвысокая подвижность атомов и молекул, возрастающая на 10-15 порядков по сравнению с "нормальными" условиями /Н.С. Ени-колопян, 1985/. При деформациях сдвига происходит генерация свободных органических и неорганических радикалов, условия рекомбинации которых могут контролироваться наложением тектономагнит-ных полей. Радикальный механизм механохимической деструкции угля в условиях норавностороннего сжатия под влиянием касательных напряжений был подтвержден на образцах каменных углей шахты Петровская в Донбассе /A.A. Галкин и др. 1983/.

Главнейшим следствием периодического тектонодинамического усиления процессов преобразования ОВ является создание таких промежуточных состояний, при которых в пластовых системах НГБ возникает относительный избыток УВ, что достигается резким увеличением темпов их генерации. В 1988 г. А.Н. Резников предложил использовать при прогнозировании фазового состояния углеводородных скоплений условный показатель, динамокатагенеза. По его оценкам, влияние геотермического и тектонодинамического режимов на формирование нефтогазоносности соизмеримо.

В целом этапы тектонодинамического усиления катагенеза ОВ следует рассматривать как периоды генерационных всплесков (скачков) в истории НГБ (или их элементов) тектонически мобильных территорий, когда нафтидные системы переводятся в энергетически анизотропное состояние, что обусловливает пространственно-временную неравномерность генерационных процессов. Последнее, по мнению H.A. Еременко (1985), приобретает важнейшее значение в последующей эволюции НГБ и особенно в процессе первичной аккумуляции УВ. Дискретность преобразования ОВ обусловливает гетерогенность очагов генерации УВ. В активизированных объемах пород формируются узлы нефтегазовыделения, в основном, и обеспечивающие формирование залежей УВ. Пассивно развивающиеся чао-ти зон генерации обеспечивают преимущественно фоновое насыщение

углеводородами подземной гидросферы. Естественная дифференциация очагов генерации по масштабам нефгегазовыделения является одной из главной причин дискретности нефтегазонакопления.

Проведанный анализ позволяет сделать основные выводы:

1. В процессе развития НГБ на этапах тектонической активизации темпы преобразования OB возрастают за счет энергетического вклада тектогенных силовых полей.

2. Следствием пориодической аугментации процессов катагенеза OB является создание таких промежуточных состояний нафтид-ных систем, при которых в НГБ возникает относительный избыток УВ, обеспечивающий их локализацию в виде залежей.

В главе 1.5 исследуются вопросы тектонодинамического контроля процессов миграции нефти и газа. Обсуждению проблемы тектонодинамического или сейсмотектонического инициирования мас-сопереноса в подземной гидросфере посвящен ряд работ /Г.И. Амурский, H.H. Соловьев, 1982; Г.С. Вартанян, Г.В. Куликов, 1982; Э.М. Галимов, 1973; H.A. Еременко, 1978, 1983; О.Л. Кузноцов, 1981; Ю.А. Пецюха, 1967; В.Г. Громов и др., 1981; H.H. Соловьев, Г.И. Амурский, 1982, 1985; Н.В. Черский и др., 1977, 1979, 1985; В.П. Царев, 1979 и др./.

В общем вида суть предлагавшихся теоретических, аналитических и экспериментальных решений в том, что под влиянием тектогенных силовых полей в системе горные породы - жидкости периодически подавляется активность действия многочисленных по форме проявления конгрсил (поверхностного натяжения, адсорбции, адгезии, вязкости, гидравлических сопротивлений и т.д.), препятствующих удалению воды из пор. При моделировании в водонасыщенных пористых средах даже газ не обладает внутренней энергией, достаточной для их преодоления. Ещо менее определенными являются пути решения вопроса о первичной эвакуации УВ из тонкодисперсных сред (особенно неуплогняющихся). Ни один из четырех наиболее признанных частных механизмов порвичной миграции УВ (диффузия, в молекулярном растворе, в нефтяной и газовой фазах) ни отдельно, ни в сочетании такжо но обнаруживает пути преодоления дефицита энергии. Поэтому становится все более очевидным, что в природе миграционные процессы регулируются более общим механизмом, обеспечивающим принудительное перемешание газа (нефти).

Если но считать влияния очонь медленного уплотнения гранулярных пород, флюидонасыщенные толщи, как правило, рассматриваются как пассивный элемент подземной гидросферы, определяющий лишь энергетически наиболее выгодное направление миграции УВ. При эг.<м практически не учитывается, по крайней мере, три важных обстоятельства, без которых оценка условий массопереноса оказывается далеко неполной. Во-первых, миграционные процессы не ставятся в зависимость от энергообмена в системе горная порода -- флюид. Во-вторых, как следствие, игнорируется возможность передачи упругой энергии, запасенной горными породами, насыщающим! их флюидами, т.е. она не оценивается как активная составляющая энергетики массопереноса. В-третьих, не рассматриваются электромагнитные эффекты, которые влекут за собой изменение таких характеристик системы порода - флюид, как вязкость газа (нефти, воды), фазовая проницаемость и др. Работа тектонических сил, определяющих вариации напряженного состояния земной коры, оказывается ответственной за периодические весьма существенные изменения практически всех параметров системы порода - флюид, определяющих условия массопереноса. Поэтому при тектонодинамическом возбуждении даже такие породы, как глины, могут быть трансформи рованы до состояния проницаемых.

В качестве основных производных флуктуаций напряженного состояния горных порд наибольшего внимания заслуживают дилатан-сионные явления и ссйсмоакусгические колебания. Они вызывают пе риодически повторяющиеся изменения петрофизических характеристи пород. За счет кратковременного импульсного вакуумирования внов образующихся пустот (трещин) при дилатансии может происходить парообразование в жидкой фазе (например, нефти). В процессе эве куации первично рассеянного газа (нефти) из уплотняющихся гонке дисперсных, а также кремнисто-карбонатных толщ наиболее важную роль играют дила га но ионные явления. При миграции газа в гомоге! ной фазе (в коллекторе) преодоление контрсил, препятствующих всплыванию, обеспечивается в основном упругими деформациями пористо-проницаемых сред в условиях переменно-напряженного сосго: ния земной коры. Собирательная миграция (первичная аккумуляция, энергетически поддерживается воздействием сейсмоакустических п лей (кавитация, механический срыв дисперсно-рассеянной фазы) и дилагансионными процессами (в том числе за счет принудительной дегазации пластовых вод). 14

Природная реализация тектонодинамического механизма миграции газа обеспечивает сколько угодно малую продолжительность формирования (от начала генерации) его месторождений. А это, в свою очередь, является чрезвычайно важным для "преодоления барьера" естественного рассеивания газа (диффузия, химическое разрушение, вынос пластовыми водами и др.), масштабы которого прогрессивно возрастают с увеличением промежутка времени между генерацией газа и формированием его месторождения.

В главе 1.6 обосновывается текгонодинамический механизм дегазации подземной гидросферы при формировании залежей газа.

По оценкам Л.М. Зорькина и др. (1980) и В.Н. Корценштейна (1980) в подземной гидросфере НГБ рассеянно настолько большое количество растворенного газа, что перевод лишь 2-3% его в гомогенное состояние, мог бы обеспечить формирование всех известных в мире газовых месторождений. Однако, проблема собирательной миграции (первичной аккумуляции) газа (как и нефти) до сего дня пренебрежительно редко привлекает внимание исследователей.

В естественных условиях растворенно-рассеянное состояние углеводородных газов является наиболее устойчивым, поэтому самопроизвольная (т.е. боз совершения работы) дегазация таких систем практически исключается. Возможность дегазации погребенных пластовых вод обычно ставят в зависимость от двух процессов, ведущих к снижению давления в системе: восходящего перемещения газированной жидкости или уменьшения глубины залегания вмещающих ое пород. Среди других объяснений упоминаются увеличение минерализации пластовых вод, изменение их температуры, смещение вод разной минерализации. Однако, ни один из этих чрезвычайно медленно протекающих процессов не является достаточным для реализации перехода выделяющегося газа от капельно-рассеянного к гомогенному состоянию, при котором становится возможней его струйная миграция. Еще В .П. Савченко подчеркивал, что в водонасыщенных породах никакая существенная миграция газа в виде изолированных пузырьков невозможна, а В.Н. Корценштейн - что "газовая струя, едва возникнув гут же прекратит свое существование, поскольку для ее питания необходимы значительные массы гомогенного гааа" (1982, с.1194).

Улики формирования месторождений путем как восходящей миграции свободного газа, гак и дегазации пластовых вод изучены, например, в Предкавказье /A.C. Панченко, 1985 и др./. Послоднее

становится возможным, если обеспечивается механизм принудительной мобилизации капельно-рассеянного газа до гравитационно-свободного состояния. В природной обстановке этот процесс монет осуществляться при следующих тектонодинаиических воздействиях и преобразованиях системы горные породы — флюиды:

1-периодическом разуплотнении водонасыщенных пород, обуславливающем вынужденную дегазацию газонасыщенных пластовых флюидов за счет импульсного вакуумирования пустотного пространства и кавитации;

2-вибрации и ультразвуковой эмиссии, вызывающих срыв пленок сорбированного и снижение устойчивости защемленного газа;

3-вариациях пластовых давлений в нелинейном гидрогеоде-формационном поле Земли /по Г.С. Варганяну и Г.В. Куликову, .1982/, создающих дополнительные местные перепады давлений, изменяющих энергетическое состояние целиков газа, защемленных на путях миграции.

При этом следует иметь ввиду, что на этапах тектонодина-мической активизации земной коры,названные преобразования происходят на фоне роста масштабов генерации и эмиграции газа из генерирующих толщ, что значительно повышает общую газонасыщенность водоносных комплексов. Синхронное проявление этих процессов создает весьма благоприятные условия для перехода газовой фазы от капельно-рассеянной к гомогенно-концентрированной форме нахождения. Более того, возникающие в условиях повышенного фонового газонасыщения подземной гидросферы гомогенные скопления газа, способные к перемещению (всплыванию), в процессе миграции будут увеличиваться в объеме.

Для выяснения масштабов принудительного газовыделения, необходимых для формирования таким образом газовых месторождений, была выполнена оценка абсолютной газоемкости нижне-средне-юрского угленосно-терригеиного комплекса юга Туранской плиты в ареале - гак называемой Ыургабской впадины. На глубинах до 2300-2400 и и более 3500 и в объеме рассеянных в нижне-средне-юрских отложениях газов заметно преобладает доля сорбированных УВ (главным образом, ОВ). И лишь в интервале 2400-3500 м объемы воднорасгворенного и сорбированного газов соизмеримы по величине. Потенциальное количество рассеянного газа в толще пород объемом около 15.Ю4 км3 оказалось разным 150-200 трлн.м , в том

числе воднорастворенного 30-35 трлн.м3 (близкие цифры, но при ином соотношении разных форм рассеянного газа, ранее были получены примерно для той же территории В.И. ЛариныцХ

Таким образом, если в результате проявления тектонодина-мического механизма дегазации подземной гидросферы всего лишь около 1% объема рассеянного газа окажется мобилизовано до состояния свободной фазы, это обеспечит формирование месторождений с суммарными запасами около 1,5-2,0 грлн.м3.

Глава 1.7. Тектонодинамические циклы эволюции нефтегазоносных бассейнов региональных поясов сжатия и опыт гвктонодинами-ческого анализа условий нефтегазонакопления в южных районах Тура не кой плиты.

В первой части главы рассмотрены основные особенности реализации нефтегазового потенциала осадочных бассейнов подвижных поясов. В отличие от внутриплигных территорий, где онтогенез нефти и газа может быть растянут на десятки и дакв сотни миллионов лет, в поясах горизонтального сжатия процессы генерации, миграции, аккумуляции УВ и разрушения их-скоплений скоротечны и отличаются гораздо более выраженной цикличностью. Последнее находится в прямой зависимости от цикличности формирования горно-складчатых сооружений на коллизионных окраиных плит.

Специфические условия онтогенеза нефти и газа в НГБ горно-складчатых поясов, рассматривавшиеся в ряде работ И.В. Высоцкого и В.Б, Оленина, как было показано выше, во многом определяются активным влиянием механотермических, механохимических, де-формационно-пегрофизических, гидродинамических и тому подобных нелинейных эффектов тектонодинамического происхождения. За сравнительно небольшие промежутки времени на этапах тектонической активизации происходят важнейшие нефтегеологические события - от аугментации процессов генерации и эвакуации УВ до преобразования внутренней структуры пород, становления ловушек и аккумуляции нефти и газа. Это позволяет рассматривать нафтидные системы таких поясов в ранге весьма своеобразных элементов нефтегеологи-ческого районирования. Цикличность эволюции, трансформация границ НГБ и миграция гипоцентров основных зон генерации УВ на разных этапах развития подвижных пояоов рассмотрены на примере Копегдагской зоны сжатия.

Тектонические движения новейшего этапа развития южных

районов Туранской плиты оказали определяющее влияние на процессы нефгегазонакопления. Практически все локальные структуры находились в стадии наиболее активного роста на новейшем этапе. Боль-, шинсгво ловуиек отличается предельным заполнением газом (нефтью). Между возрастом локальных структур и их продуктивностью отсутствует связь. Некоторые месторождения (например, Газли) находятся в гидрогеологической обстановка, исключающей возможность длительного сохранения залежей газа ог разрушения. На ряде месторождений установлены улики неустановившегося равновесия (негори-зонгальные - наклонные, выпуклые, вогнутые - поверхности ГВК, резко меняющийся по объему состав газа, незакономерно-переменные . водо- и газонасыщенность пород и т.д.). В некоторых случаях (даулегабад-Доныез, Еланы, Учаджи и др.) устанавливаются следы продолжающегося формирования месторождений. Эти данные свидетельствуют о том, что новейшая тектоническая активизация территории была ответственной не только за структурно-морфологическую дифференциацию нефтегазоносных толщ, обеспечивающую формирование ловушек, но и за интенсификацию и генерационных, и миграционных процессов. Поэтому тектонодинамическое районирование региона может обеспечить получение принципиально новых критериев оценки его нефгегазоносносги. Современные деформации горных пород на плитах распространяются на согни километров ог их активных окраин /В.Г. Трифонов, 1980; М.Ф. Оомастон, 1981 и др./. Это может быть обусловлено собственными вариациями напряженного состояния внутриплигных массивов и блоков земной коры, в часгносги, за счет перекосов при перемещениях по зонам разломов или резонансными откликами на тектонические события, происходящие в зонах коллизии плит.

Представление о резонансно-тектонических структурах, возникающих в краевых частях плиг в результате воздействия тектонических процессов в смежных складчатых областях, впервые было сформулировано Ю.М. Пушаровским (1969). В пределах южной окраины Туранской плиты мы выделяем особую резонансную зону платформенной складчатости. Этап наиболее активного развития резонансных структур связан с послеолигоценовым временем и еще не завершился. Главной "гидравлической" особенностью таких интенсивно растущих структур является периодическое возникновение в их пределах обстановок расгяжевия-скатия. Эго выводит из состояния равновесия подземную гидросферу и способсгвуег резкому усилению

углеводородного массообмена. Во внутренних зонах юга Туранской плиты современная принудительная дестабилизация или активизация подземной гидросферы неоднократно фиксировалась, казалось бы,необычными подъемами уровней подземных вод в пьезометрических скважинах на Шатлыкском, Беурдешикском, Кирпичлинском, Ачакском, Газлинском и других разрабатываемых газовых месторождениях.

Особое место в функционировании подземной гидросферы занимает широкая гамма дизъюнктивов. Многочисленные разломы, их зоны и системы, выделяемые в пределах Амударьинского' бассейна, образуют кинематически и динамически связную регмагическую сеть. Сколько-нибудь значимое перемещение по одному из них, главным образом, в зоне коллизии (рифгообразующим и грансформным), с неизбежностью обусловливает' всплеск активности в остальных. В связи с этим резонансно-дизъюнктивные движения могут распространяться далеко за пределы зоны проявления резонансной складчатости.

Общим показателем, отражающим скорость деформации и напряженное состояние земной коры и, как следствие, состояние флюидной фазы, является градиент скорости тектонических движений. Повышенные против фоновых значения градиента скорости новейших движений характеризуют и структуры зоны резонансной складчатости, включая гидродинамически наиболее активные разломы (особенно внутриплитные сдвиги) или их части. В целом градиент скорости новейших движений убывает от горно-складчатых областей внутрь Туранской плиты. На этом фоне повышенными градиентами довольно заметно выделяются элементы сочленения смежных положительных и отрицательных структур.

Большинство крупнейших газовых месторождений в юго-восточной части плиты располагается в ореолах зон повышенных градиентов новейших движений и в пределах туркменского звена Урало-Оманского тектонического пояса, с которыми, по нашему ынению, ассоциируют основные узлы нефтегазовыделения. Причем, наиболее крупные из месторождений сосредоточены в приорогенном поясе резонансной складчатости: перед Юго-Западным Гиссаром - Шурганское (несколько западнее Зеварды и др.), перед Копетдагом - Хангирен, Даулетабад--Донмез, Шаглык, Гонбадли, Серахс. Освоение ресурсов собственно Предкопегдагского предгорного прогиба еще только начинается. Среди других перспективных объектов поисков новых зон газонакопления с позиций тектонодинамического анализа, наибольший интерес представляют подсолевые карбонатные отложения Репегекской ^оны

19

соляных диапиров и крипгодиапиров (уступ подсолевого ложа) и Яшларского вала.

Таким образом, проведенный анализ раскрывает широкую гамму новых подходов к оценке нефтегазоносности подвижных регионов. Наиболее важные из них в обобщенном виде сводятся к следующему:

1) энергетическое состояние флюидонасыщенных горных пород под влиянием процессов текгогенеза периодически меняется;

2) его флуктуации не могут не влиять на химическую активность, условия нахождения и подвижность твердой и жидкой фаз системы горные породы - ОВ - флюиды;

3) Наложение высокоградиентных тектогенных энергетических полей на термическое и гравитационное увеличивает масштабы и интенсивность энерго- и массообмена в нафтидных системах;

4) цикличность текгогенеза ответственна за проявление тектонодинаыических циклов нефгегазообразования и -накопления, имеющих наиболее важное значение в истории НГЕ;

5) тектонодинамическая цикличность развития НГБ обуславливает прерывистый (квантовый) характер процессов, составляющих онтогенез нефти и газа;

6) высокая пространственно-временная анизотропия тектогенных силовых полей в значительной мере определяет неравномер-но-дискрегное размещение разномасштабных зон нефтегазонакопле-ния.

РАЗДЕЛ П. РЕШЕНИЕ ПРИКЛАДНЫХ ВОПРОСОВ НЕФТЕГАЗОВОЙ ГЕОЛОГИИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ТЕРМОДИНАМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА

В разделе изложены результаты первого опыта использования нового тектонодинамического подхода к решению ряда практически важных задач геологии нефти и газа.

Глава 2.1 посвящена обоснованию текгонодинамической модели формирования и сероводородного заражения крупнейшего в Средней Азии Даулетабад-Донмезского газоконденсагного месторождения. Оно открыто в 1974 году в зоне сочленения Бадхызского поднятия и Северо-Бадхызского прогиба на юге Туркмении и с

1982 года эксплуатируется. Продуктивны моноклинально залегающие пласты песчаников и алевролитов шатлыкского горизонта (готерив), общая мощность которых изменяется от единиц до 80-90 м. Скопление газа контролируется неантиклинальной ловушкой, вопрос о типе которой дебатируется до сих пор.

Обширная площадь (более 2,5 тыс.км2) газоносности с перепадом глубин залегания более 1000 м как бы расчленяется водяным "клином" на две части: юзную, связанную с Даулетабадским гемива-лом и наклоненную с востока на запад, и северную, превышающую первую, более чем в 10 раз и локализующуюся, в основном, на моноклинальном склоне. Наиболее важными особенностями строения северного (Донмезского или Советабадского) поля газоносности являются:

1) непосредственное контактирование газа и пластовой воды по восстанию шатлыкского горизонта (т.е. залеганий воды гипсометрически выше газа без видимого разделения их экранирующей поверхностью) ;

2) наличие.внутри контура газоносности пластовой воды, залегающей в виде либо защемленных линз, либо глубоких заливов законтурных вод;

3) совместное нахождение в едином пласте бессернистого и зероводородсодеркащего газа;

4) закономерное увеличение концентрации сероводорода (как j углекислоты) в направлении его головной (юго-восточной) части;

5) предельная газонасыщенность высоконапорных законтурных зод, омывающих сероводородсодержащую часть месторождения;

6) вирокое распространение воднорасгворенного сероводороде, содержание которого также резко увеличивается вдоль юго-вос-'очной периферии месторождения.

Альтернативой принятой при подсчете запасов газа гектони-1бски экранированной модели /М.К. .Мирзаханов и др., 1981; 1984-/ ¡лужат гидродинамическая /Р.Г. Семашев и др., 1980; A.A. Плотни-сов, 1979, 1985; К.Н. Кравченко, 1983/, мелкоблоковая /Ii«Я. Зы-син, Л.Г. Кузьмук, 1985/, капиллярно-экранированная /Ю.Я. Боль-гаков, 1989), газожидкостного блокирования /Г.И. Амурский, H.H. !оловьев, 1982, 1984/ и ряд других (литологическая, сгратиграфи-шская). В большинстве предложенных схем, базирующихся на анали-50 лишь современных характеристик пластовой системы, практиче-

ски нз уделяется внимания реконструкции механизма сероводородного заражения и накопления (и форм нахождения) внугризалежной минерализованной воды.

Прикопетдагский ареал газонакопления, которому принадлежит и Даулетабад-Донмезское месторождение, ассоциирует с активными сдвиговыми системами Восточно-Копетдагского и Урало-Онан-ского поясов. Даулетабадское norte газоносности тяготеет к Кара-биль-Бадхызской зоне резонансного послеплиоценового воздымания вблизи его границы с Восточно-Копетдагской фланговой зоной активных сдвиговых деформаций окраинного пояса сжатия Евразиаг-ской плиты. В срвдне-позднечегвертичное время она была приподнята на 300-400 м над уровном моря. Донмезская моноклиналь частично расположена в тыловом поясе новейшего компенсационного прогибания, продолжающегося и доныне. Наиболее контрастная дифференциация структуроформирующих движений датируется рубежом средний-поздний плиоцен.

В плиоцен-четвертичную стадию процесса коллизии Ирано-Афганской и ЕвразиатскоЙ плит и формирования Копегдага резко возросла текгонодинамическая интенсификация подземной гидросферы.. Одним из важнейших следствий горизонтального стресса на ранней стадии коллизии плиг было "выжимание" из геосинклинали на платформу предельно ( ! ) газонасыщенных вод. Поэтому синхронная активизация генерации газа в Предкопетдагском прогибе практически не сопровождалась его потерями на растворение.

Источником H2S служил верхнеюрский сульфатно-карбонатный комплекс, который в юго-восточной части месторождения гидравлически связан с песчанниками гогерива. Вертикальная разгрузка флюидов происходила по лигологическиы "окнам" и зонам ыезо-трещиноватости, опоясывающим юго-восточную часть месторождения. В 1982 г. автором совместно с Г.И. Амурским по результатам бурения единичных поисково-разведочных скважин с учетом региональных закономерностей распространения H2S была составлена первая схема его распределения на Даулетабад-Донмезеком месторождении. К 1991 г., когда число газовых скважин, в продукции которых обнаружен H2S , превысило 120, выполненная ранее прогнозная схема изменения концентрации принципиально не изменилась.

Другой специфической чертой месторождения является широкое распространение в сухом поле газоносности разномасштабных

скоплений минерализованной воды. Анализ результатов специальной обработки материалов полевых геофизических исследований /Г.А. ['абриэлянц и др., 1984/, интерпретации данных ГИС /Vi.ll. Визирян л др., 1986-1989/, эксплуатации скважин, оценки литологических эсобенностей и морфологии ложа продуктивного горизонта обнаруживает, что последние ассоциируют с участками их затрудненного оттока в процессе формирования месторождения. Скопления минерализованной воды приурочены к синклиналям ложа горизонта, зонам лиго-югического выклинивания коллекторов по падению пород (усгойчи-зые формы нахождения), структурным террасам, заливам и тальвегам (квазиусгойчивые и "подвижные" формы нахождения). В ряде зазведочных скважин (92, 86, 59), пробуренных вдоль юго-восгоч-юго окончания Донмезокой площади газоносности, получены прито-си газа совместно с пластовой водой. Это свидетельствует о том, [то эта гипсометрически наиболее высокая часть залежи оконгуре-1а переходной газоводяной зоной, формирующейся за счет массооб-1ена между газовым скоплением и законтурной частью водонапорной ¡истемы.

В совокупности новые данные, полученные при доразведке и 1ксплуатации месторождения, не находят объяснения в моделях тек-■онического (разломного), лигологического или стратиграфическо-'о экранирования. В структурном отношении юго-восточный контур .онмезской ловушки определяется протяженной, но прерывистой си-темой мезотрещиноватости, иногда включающей короткие частные ;изъюнкгивы амплитудой не более 30-40 ы. Эта система тектоноди-:амической дезинтеграции пород не обеспечивает сколько-нибудь 1Начимого и однонаправленного смещения преимущественно водонос-ых и преимущественно газоносных "блоков" пород и тектоническо-'0 контакта последних с непроницаемыми породами. В результате аложения системы мезотрещиноватости вертикальная проводимость импотентных пород продуктивного горизонта и вмещающих проницае-ых пороД-коллакгоров становится местами выше горизонтальной, о ней происходит разгрузка высоконапорных сероводородсодержа-,их флюидов из юрского карбонатного комплекса, ответственная за ункционирование газожидкостного барьера. Часть флюидов (газ, в астоящее время, по-видимому, только выделяющийся из воды, и во-а) внедряется в залежь, формируя "клинья", заливы, стоки в го-овной части залэжи, другая - омывает залежь. Естественно, что

гаков экранирование (особенно, если учесть высокое избыточное давление в залежи) не является полным, что вызывает рассеивание части газа из залежи. По этой причине в ее законтурной части местами формируются "языки" повышенного газонасыщения.

Таким образом, Даулегабад-Донмезское месторождение представляет собой уникальное явление. Оно может быть охарактеризовано как скоплоние газа, возникшее и существующее в условиях конкуренции газового потока по шатлыкскому горизонту (всплывание и концентрирование газового тела) и субвертикального сероводо-родсодержащего газоводяного потока из юрского карбонатного комплекса, тормозящего всплывание первого и расклинивающего его водяными струями.

В главе 2 „2 излагаются результаты исследования вопросов онтогенеза и условий его накопления в герригенных комплексах. Различные аспекты геологии и геохимии сероводородсодержа-щего газа изучались Г.И. Амурским, Л.А. Анисимовым, Г.А. Беле-ницкой, Н.Б. Валитовым, Е.Я. Гавриловны, B.C. и Э.С. Гончаровыми, М.С. Гуревичем, И.П. Кабревым, Ю.А. Журовым, В.Г. Кирюхиным, А.Л. Козловым, И.Б. Кулибакиной, Э.Е. Лондон, В.Е. Нарижной, Р.Г. Панкиной, ВД. Орром, В.В. Семеновичем, О.И. Серебряковым, Е.В. Сгадником, U.C. Сгаробинцем, В.Г. Толандом, Е.В. Шоу и др.

В НГБ с карбонатно-эвапоритовыы выполнением f^S может являться продуктом многих процессов, реализующихся в различных геохимических обсгановках - от зон господства биохимических явлений до зон апокагагенеза. При оценке вклада его разных источников в формирование регионально сероводородсодернащих НГБ почти совсем не уделяется внимания негативным явлениям, хотя по масштабу проявления последние могут быть соизмеримы с генерационными возможностями многих из них /Г.И. Амурский, H.H. Соловье] 1979; В.Л. Орр, 1979/.

Процессы, сопровождающиеся образованием H£S , объединяются в две принципиально различные группы: биохимическую (суль-вагно-биохимической) и термохимическую (сульфатно-термохимический, сероорганически-термохимический и серно-гермохимический), jмасштабы и термодинамические условия природной реализации которых неодинаковы /Г.И. Амурский и др., 1981/. Показано, что его крупномасштабное накопление может обеспечиваться только таким процессом, который удеовлогворяег следующим условиям: 24

1) объем исходных продуктов, участвующих в образовании » должен быть практически неисчерпаем;

2) их распространение .не должно зависеть от термобарических параметров, в которых находятся вмещающие отложения;

3) интенсивность процесса должна возрастать с глубиной;

4) масштаб генерации должен многократно превышать его суммарное количество в залежах газа и нефти.

Эти условия выполняются только в процессе, обеспечивающем химическое взаимодействие сульфатов (как донора серы) и ОВ и (или) УВ (как донора водорода), определяемом как сульфатно-термохимической. Его признание в качестве основного источника накопления хорошо объясняет установленные региональные закономерности размещения загежвй-сероводородсодержащего (особенно высокосернисгого) газа. Важное значение абиогенной редукции сульфатов при формировании регионально сероводородсодерхащих комплексов, в первую очередь, залежей высокосернисгого газа, подтверждается данными изотопных исследований серы сероводорода и сульфатов вмещающих пород /Е.Я. Гаврилов и др., 1979; Р.Г. Панкина, В.Л. Мехтиева, 1981 и др./.

Широкому распространению и признанию этого механизма образования и промышленного накопления сероводорода препятствует весьма слабое экспериментальное обеспечение применительно к термодинамическим условиям, существующим в НГБ. Однако, сейчас уже ясно, что учет только температуры (как и статического давления) далеко не полностью имитирует термодинамическую (а точное тек-тонодииамическую) обстановку в зонах массовой генерации природного газа (и сероводорода, в том числе).

Сульфатно-карбонатные комплексы крупнейших сероводород-содержащих бассейнов распространяются (и погружаются) в пределы тектонически активных (предгорных) окраин плит /Г.И. Амурский и др., 1980/. Как правило, к ним же тяготеют крупнейшие зоны се-роводороднакопления. На наш взгляд, именно в тектонически активных зонах наиболее реально формирование очагов гекгонодинамиче-ской активации процессов абиогенной редукции сульфатов. В тектонически активных зонах НГБ при периодическом наложении переменных физико-механических полей функционируют негидростатические термодинамические системы. В таких системах химическая активность веществ в значительной мере зависит от флуктуаций их напряженного состояния, а внутренняя энергия деформирующихся тел,

25

существенно влияет на тепловой эффект химических превращений, сникая энергию активации реакций /Jlji. Трусниновский, 0,Л. Кусков, 1982/. При таких условиях система, включающая растворенные сульфаты, сероводород (любого генезиса, сохранившийся от пред-ществующих этапов), водород (результат конверсии метана), УВ и OB, из стабильной може'г трансформироваться в химически мобильную. Иначе говоря, возникновение1 местных или локальных очагов активации химических процессов в массивах с фоновыми для зон нефтегазообразования термодинамическими характеристиками, может обусловить начало, а затем и интенсивное течение реакции абиогенного восстановления сульфатов /Т.И. Амурский, H.H. Соловьев, 1987/.

В работе оценены масштабы и наиболее вероятные геолого-геохимические условия проявления различных процессов, сопровождающихся образованием H2S . С учетом результатов исследования в целом грандиозных потерь в процессе литогенеза разработана схема вертикальной зональности генерации и аккумуляции H2S , впервые использованная для определения критериев количественной оценки перспектив сероводородоносности. Они могут базироваться на комбинации позитивных и негативных факторов в онтогенезе H2S. Генетический фактор аппроксимируется глубиной залегания (и тек-тонодинамической ситуацией) регионально сероводородсодержащего комплекса. Консервационшй фактор учитывает литологию пород, характер и динамику насыщающих их пластовых флюидов. Предложенный способ решения этой задачи апробирован на примере Амударьинскогс НТВ, где уже выявлено более согни залежей сероводородсодержащегс газа. Выделено 4 "литолого-гипсомегрических" уровня. Первый и третий (сверху) отличаются распространением только залежей малосернистого газа. Для второго и четвертого характерен широкий диапазон изменения концентрации H2S , но здесь распространены все залежи высокосернисгого газа.

Изучены условия формирования залежей сероводородсодержащего газа в герригенных отложениях неокома южных районов Туран-ской плиты. Присутствие H2S установлено лишь на 8 из более чем 50 скоплений газа, выявленных в этом комплексе.

Впервые проведен сравнительный анализ особенностей распространения кислых компонентов в ряду месторождений, на которк сероводородное заражение происходило в процессе естественного формирования (Донмез, Джаркудук), интенсивных аварийных перетоке

(Етымтаг) и эксплуатации за счет роста перепада пластовых давлений между разрабатываемой (бессернисгый газ) и законсервированной (газ с Н25 ) залежами (У.чкыр). Во всех случаях установлены идентичные закономерности накопления Н2б , источником которого служили юрские сульфатно-карбонатные отложения.

Уровень концентрации Н^Б в неокомских залежах определялся масштабами его потерь в новых геохимических условиях. По соотношению кислых (Н25 и С02) ингредиентов пластового газа юрских и неокомских отложений оценена динамика сероводородного заражения последних на примере Даулетабад-Донмезского месторождения с привлечением данных по другим месторождениям (Етымтаг, Джаркудук и др.), а также интенсивность вертикальных перетоков газа и масштабы природной сероочистки. Выведена формула для оценки менпласговых перетоков взаимодействующих залежей, газ которых первоначально различался уровнем содержания С02:

V -V Сн .Св-С«'

где Ув - объем внедрившегося сероводородсодержащего газа;

объем газа в залежи, в которую внедрялся сероводородсо-дернащий газ; Д - коэффициент, учитывающий потери С02 в новых условиях нахождения; Сер, Св и С«- средняя концентрация С02, соответственно, фактически установленная в газе изучаемой залежи, во внедрявшемся газе, в бессернистои газе до сероводородного заражения.

За время формирования Даулетабад-Донмезского месторождения в пределы ловушки внедрился объем сероводородсодержащего газа, равный примерно четверти емкости ловушки. Кратность естественной сероочистки в среднем достигла 10. Средний расход сероводородсодержащего газа составил около I млн.ы3 в год, а средняя скорость вертикальной миграции - около 0,02 и/год.

В главе 2.3 излагаются основы оценки условий раздельного формирования зон (и комплексов) нефте- и газонакопления и анализ причин уникальной'концентрации нефти (и газа) в НГБ Персидского залива.

Проблема раздельного прогнозирования зон (и комплексов) преимущественно нефте- и газонакопления разрабатывается во всех ведущих научных коллективах.

Исслодовано много нефгегеологических явлений, которые могли быть ответственны за пространственное обособленна нефти и газа в осадочных бассейнах. Чаще других, как факгоры такого разделения, анализируются вертикальная зональность нефте- и газообразования, различия в составе и степени катагенеза ОВ, особенности дифференциации нефти и газа при их миграции в свободном и воднорастворенном состоянии. Реже оно ставится в зависимость от интенсивности дегазации пластовых систем, фазовых переходов, особенностей гидравлического взаимодействия генерирующих комплексов.

Основы моделирования условий дифференциации нефте- и газоносности могут базироваться на следующих главных положениях:

1. Основные факгоры такой дифференциации имеют глобально-региональное (например, тип исходного 03), регионально-зональное (например, обособление нефти и газа при их совместной миграции)

и зонально-локальное (например, сепарация нефти и газа при формировании отдельных месторождений) проявление. Первые раскрывают важнейшие особенности формирования преимущественно нефте- и (или) газоносных бассейнов, последние - раздельной локализации УВ в масштабах месторождений и их групп.

2. В молодых активно формирующихся НГБ видимая зональность нефте- и газонакопления определяется, главным образом, первичными (в основном генерационными) факторами, в деградирующих НГБ, наоборот, - преимущественно вторичными факторами.

3. Общее соотношение ресурсов нефти и газа в том или ином нефтегазоносном комплексе в значительной мере зависит от условий эволюции газовой фазы. Так, гидравлически раскрытые сверху комплексы, не обеспечивающие хорошую сохранность газа, преимущественно нефтеносны. Преимущественная газоносность комплексов, гидравлически связанных с глубокозалетающими газогенными толщами, определяется активным оттеснением нефти на периферию или за пределы НГБ.

4. Фактически существующее распределение нефти и газа в зомной поре - результат совместно-последовательного проявления широкой гаммы явлений, обеспечивающих глобальное нефтегазонакоп-ление. При анализе же условий их раздельного накопления в объектах разного ранга в конечном итоге предпочтение может быть отдано одному или нескольким превалирующим. Например, в периферических зонах Апшероно-Прибалханского пояса Южного Каспия главной 28

причиной обособления нефги служила интенсивная дегазация плиоценовых отложений. В Амударьинской синеклизе преимущественная газоносность подсолевого карбонатного комплекса определялась активным подавлением нефтенакопления газом, поступавшим из ниж-не-среднеюрского комплекса. Наоборот, преимущественная нефтеносность мезозойско-кайнозойского этажа НГБ Персидского залива -- его хорошей изоляцией от палеозойского газогенного этажа.

Ретроспективная оценка результатов многочисленных исследований, обобщающих закономерности нефтегазонакопления в различных регионах мира, показывает, что во многих случаях раздельное накопление нефги и газа может быть поставлено в зависимость от взаимного положения и условий взаимодействия преимущественно нефте- и газогенерирувщих толщ НГБ. Влияние стадийности нефте-газообразования и наиболее позднего мощного газовыделения в зонах проявления глубиной фазы газообразования на размещение нефти и газа в общем виде впервые оценил С.Г. Неручев (1978). Ранее процессы подавления нефтенакопления,поступавшим в избытке извне газом, рассматривались на примере Амударьинского региона /Г.И. Амурский и др., 1976/ и Западной Сибири /В.А. Дедеев, П.К. Куликов, 1977/.

Азюрон выделены и охарактеризованы основных типа взаимоотношения преимущественно нефте- и газогенерирующих комплексов.

1. Газогенерирующий комплекс расположен стратиграфически ниже нефтегенерирующего и они разделены надежным флюидоупором. В этом случае каждый из них характеризуется первичным распределением и соотношением нефти и газа, контролирующимися генетическими факторами и особенностями их внугрифориационной миграции.

2. Взаимное положение комплексов такое же, но между ними отсутствует регионально выдержанный флюидоупор. Если газовый потенциал нижнего превышает аккумуляционные возможности верхнего, то нефть в последнем практически полностью будет оттеснена за пределы НГБ. При относительно невысоком газовом потенциале нижнего комплекса в.первично нефтеносном будут распространены и газовые, и нефтегазовые, и нефтяные месторождения в соотношениях, зависящих oí масштабов поступления газа.

3. Газогенерирующий комплекс располагается стратиграфически выше нефтегенерирующего и они разобщены. В этом случае сохраняется первичное (генетическое) соотношение нефти и газа,

распределение которых определяется внутриформационными миграционными процессами.

4о Взаимное положение комплексов такое же как в 3 типе, но они гидравлически взаимодействуют. Возможность аккумуляции нефти, внедряющейся в вышележащие отложения, зависит от количества и структурного положения ловушек в верхнем комплексе, не занятых (частично заполненных) газом, и от масштабов последующе! генерации газа в нем. При высокой закрытости верхнего комплекса и близком к предельному заполнению его газом, поступающая в пег нефть будет перемещаться в периферические зоны НГБ. Если первич но преимущественно газоносный комплекс из-за плохой герметично сги будет дегазирован, он может трансформироваться во вторично нефтеносный.

Рассмотренная типизация иллюстрируется примерами по ряду нефтегазоносных регионов мира (Средней Азии и Южного Казахстана Поволжья и Прикаспия, Украины, Северного моря, Ближнего Востока Северной Америки, Северной Африки).

Более половины суммарных разведанных запасов нефти, окол половины ее мировой добычи и только из нескольких десятков месторождений - капля в мора тысяч разрабатываемых в мире - и это всего лишь на территории, занимающей менее I/IOO всей площади нефтегазоносных регионов мира. Причины уникальной концентрации нефти в НГБ Персидского залива рассматривались многократно /U.U. Алиев, A.A. Бакиров, З.Р. Бейдун, К. Бека, М.И. Варенцоэ, И .В. Высоцкий, Н.П. Голенкова, А. Забанбарг, A.A. Ковалев, М. Камен-Кей, Н.Д. Клемме, И.И. Нестеров, A.B. Овчаренко, В.Б. Оленин, H.H. Соловьев, Е.Д. Сулиди-Кондратьев, Н.Ю. Успенская, Р.Л. Хестер, Д.А. Холмгрен, М.Т. Хэлбути и др./. Однако, в это! феномене гораздо больше загадок, чем объяснений. В диссертации изложены результаты гекгонодинамического анализа условий нефте-газонакопления в этом бассейне. Его чрезвычайно высокий нефтегазовый потенциал явился следствием совместного действия ряда специфических факторов, оказавшихся достаточными для того, чго< реализация необходимых для онтогенеза нефти и газа условий осуществлялось в оптимальной обстановке. Среди них главенствующим: были:

I) нахождение НГБ Персидского залива на прогрессивном этапе развития, поскольку генерация УВ еще не завершилась;

2) оптимальная текгонодинамическая активность региона, обеспечившая аугментацию процессов, составляющих онтогенез нефти и газа, но но вызвавшая-сколько-нибудь заметной реконсер-вации кедр;

3) хорошая изолированность палеозойского газогенного

этажа;

4) существование на платформенном борту весьма крупного, длительно развивавшегося Центрально-Аравийского поднятия, структурные апофизы которого, проникая до осевых зон смежных прогибов и впадин (основных зон генерации УВ), определяли абрис миграционных путей;

5) весьма высокая закрытость складчатого борта, ограничивающая потери УВ.

В целом этот регион по условиям генерации УВ обладает чертами подвижных, а по условиям консервации - платформенных территорий, что в конечном итоге и определяет его уникальность.

Глава 2.4. Опыт тектонодинамической интерпретации результатов дешифрирования КС нефтегазоносных районов.

Дешифрирование КС нефтегазоносных территорий, в основном геологически закрытых, явилось основой составления многочисленных космофотогекгонических и тому подобных карг и схем. Как правило, они насыщены двумя группами элементов, выделяемых по лаидшафгао-геоморфологическим и фоюгоновым признакам. Линеамен-ты разных рангов обычно справедливо отождествляются с разномасштабными дизъюнктивами. Геологическая природа кольцевых (овальных) фотоаномалий (КФА) размерами от единиц до первых тысяч километров в диаметре дискуссионна /Г«Я. Абрамович и др., 1978; В .В. Соловьев, 1978; BJ0. Зайченко и др., 1981; Ю.А. Косыгин и др., 1981; Г.И. Амурский, H.H. Соловьев, 1982; О.Л. Кузнецов, В.В. Муравьев, 1986; ВЛ. Николаевский, 1991 и др./. Количество кольцевых структур, установленных традиционными геолого-геофизическими методами, явно уступает числу геологических объектов удлиненных форм. На дистанционных же магериалах последние (не считая линеаментов) почти не выделяются.

Накопленный опыт дешифрирования КС обнаружил, что на геологически закрытых территориях ве только пликативные, но и разрывные дислокации осадочных пород (и фундамента) на фотоизображениях поверхности Земли выражаются только косвенными признака-

31

ыи и только в тех случаях, если они активны в субсовременное время. Их проявление связано с новейшей в современной динамикой тектонических движений /Л.Н. Розанов, 1982/.

В главах I.I - 1.3 показано, что все структурно-морфологические преобразования земной коры происходят в обстановке нелинейно-переменных полей тектонических напряжений и сопровождаются возникновением вторичных механотермических, тектономагнит-ных ( - электрических), деформационно-пегрофизических, гидродинамических и других явлений. Эти-то процессы во многих случаях и бывают ответственны за так называемое просвечивание глубинной структуры на КС. По-существу, на КС в том или ином виде находят отражение два процесса: новейшая деформация пород и динамика насыщающих их флюидов. На этапах тектонической активизации физико-химические производные этих процессов обусловливают большинство аномалий фотозаписи.

Широкое использование при геологических исследованиях КС возродило интерео к гак называемым кольцевым структурам, выделение которых приобрело лавинообразный характер. В работе рассмотрена только группа КФА, размерность которых корреспондируется с площадью месторождений УВ. Как правило, КФА такого ранга выделяются над "геологически макроизотропной" средой и в осадочном чехле или фундаменте обычно не удается выделить какие-либо геологические структуры округлых форм. Нередко КФА бывают "наложены" на морфологически различные структурные осложнения (антиклинали, гемиантиклинали, моноклинали, флексуры, структурные плаго и т.п.) и часто не повторяют их очертаний. Поэтому представляется, что КФА грассируют не конкретные геологические тела или их элементы, а фиксируют гектонодинамический процесс преобразования земной коры на субсовременном эгапе и имеют деформационно-волновую природу /Г.И. Амурский, H.H. Соловьев, 1982/. Структурно-геологической основой аномалий фотозаписи поверхности является зарождение (или возобновление) новейших тектонических поднятий - предвестников антиклинальных структур. Последние часто могут охватывать площадь нескольких смежных погребенных структур.

Результаты анализа природы КФА на КС территории Амударьин-ской синеклизы использованы для реконструкции условий раздельной локализации нефти и газа /Г.И. Амурский, H.H. Соловьев, 1982, 1984/. Показано, что стиль дифференциации нефти и газа при "избытке" последнего в зонах новейших поднятий, охватывавшие 32

насколько смежных погребенных антиклинальных структур, определялся изменением полезного объема ловушки (у одних - уменьшался, у других - возрастал). При этом абрис путей миграции газа и нефти при переформировании залежей контролировался зоиами ме-зогрещиноватосги (линваментами), на участках пересечения которых возникали зоны подземного выщелачивания, на поворхносги выраженные бессточными впадинами. В рэзульгате таких преобразований структуры нефтегазоносного комплакса нефть и газ мигрировали на разных гипсометрических уровнях. При этом нефть из частично расформировывавшихся ловушек, контролировавших нофтегазовые скопления (например, Ургабулак), перемещалась в смежные ловушки-спутники (например, Северный Ургабулак), объем которых увеличивался.

Результаты дешифрирования КС, как основы анализа условий дизъюнктивной дезинтеграции горных пород, использованы и для решения ряда других задач. Так, на Даулетабад-Донмезском месторождении (см. гл. 2.1 и 2.2) удалось подтвердить факт интенсивной вертикальной разгрузки сероводородсодержащих флюидов, устанавливаемый и по совокупности других геолого-геохимических признаков.

На примере территории Западного Узбекистана показано, что линеаментный анализ оказывается полезным при прогнозировании и грассировании высоконапорных рапогазоносных зон в объеме мощной соляно-ангидритовой толщи верхней юры /В.Н. Пашковский, H.H. Соловьев, 1987/. Как правило, рапоопасные участки группируются в линейные зоны, ассоциирующие с системами мезогрещино-ватости. Благодаря этому линеаментный анализ позволяет расширить знания о пространогвенной локализации и условиях возникновения рапы, получаемые с помощью геолого-геофизичаских материалов.

Таким образом, тектонодинамический анализ результатов дешифрирования КС нефтегазоносных районов можно рассматривать как актуальный метод исследований. Однако необходимо иметь ввиду, что достоверные позитивные результаты могут быть получены только при его дополнении материалами традиционных геолого-геофизических исследований.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В представленной к защите научной работе подведен итог многолетний исследованиям автора по проблеме тектонодинаыиче-ской оценки процессов, составляющих онтогенез нефти и газа. В первом разделе, содержащей преимущественно теоретическое обоснование новой концепции исследований в области геологии нефти и газа, показано, что гектонодинамическая оценка позволяет существенно расширить наши знания о многих нефтегеологических явлениях и процессах, обеспечивающих формирование месторождений УВ. В первую очередь, это относится к исследованию таких слабо изученных процессов и явлений, как динамика преобразования ОВ и генерации УВ, первичная миграция и собирательная аккумуляция УВ, дегазация подземной гидросферы и т.п.

Полученные автором научные результаты сводятся к следующему:

1. Динамика гектогенеза, вызывающая флуктуации напряженного состояния земной коры, является одним из важных энергетических факторов, ответственных за неравновесное состояние подземной гидросферы и инициирование энерго- и массообмена в системе горные породы - ОВ - флюиды.

2. Анизотропные энергетические поля тектонодинамическоГ' генезиса периодически обеспечивают и поддерживают разность потенциалов в системе горные.породы - ОВ - флюиды, что является важным фактором ускорения тейпов реализации процессов, составляющих онтогенез нефти и газа.

3. Следствием периодической тектонодинамической активации процессов преобразования ОВ является создание таких промежуточных состояний нафтидных систем, при которых в них возника ет относительный избыток УВ, обеспечивающий их локализацию

в виде залежей.

4. Среди явлений, сопровождающих тектонодинамическую дезинтеграцию горных пород, наиболее важное значение во всех видах миграции (и особенно, первичной и собирательной) УВ имеют дилатансия, акустическая эмиссия и электромагнитное излучение.

5. Их главное предназначение заключается, прежде всего в подавлении сил (конгрсил), препятствующих фильтрации жидкое:

(поверхностное натяжение, адсорбция, адгезия, вязкость, гидравлические сопротивления и т.п.).

6. Проявление текгонодйнамических циклов в эволюции НГБ предполагает прерывистый (квантовый) характер всех процессов, составляющих онтогенез нефти и газа.

7. Высокая пространственно-временная анизотропия гекго-генных энергетических полей является важным фактором неравномерно-дискретного нефтегазонакопления в зоыной коре.

8. Тектонодинамическое усиление процессов, составляющих онтогенез нефти и газа, резко снижает общую продолжительность формирования месторождений УВ, от начала их генерации и до завершения аккумуляции.

Второй раздел диссертации"иллюстрирует возможности использования тектонодинамического анализа при решении некоторых прикладных вопросов геологии нефти и газа. Такой подход позволил по-новому оценить условия формирования вертикальной зональности в аккумуляции сероводорода и, в частности, его промышленного накопления в герригенных коллекторах. В свою очередь, последнее оказалось принципиально важным при реконструкции закономерностей формирования и обосновании модели строения уникального Даулетабад-Донмезского месторождения, на котором в едином продуктивном горизонте сосуществуют бессернистый и сероводород-соде ржащий газ.

При определении условий формирования зоны сероводородного заражения на Даулетабад-Доннезском месторождении важное значение имели результаты дешифрирования космических снимков, позволившие локализовать участки субвертикальной разгрузки серово-дородсодержащих флюидов. Исследование соотношения кислых компонентов (С02 и Н25 ) в природном газе верхнеюрских и вижнемело-вых отложений позволило разработать способ оценки интенсивности вертикальных перетоков сероводородсодержащего газа и масштабов естественной сероочистки при формировании его залежей в герри-гонных пластах.

Элементы тектонодинамического анализа использованы и при исследовании причин уникальной концентрации нефти (и газа) в НГБ Персидского залива и критериев оценки условий раздельного формирования зон нефте- и газонакопления.

Применение теоретических разработок для решения пракги-

ческих задач способствовало повышению обоснованности рекомендаций автора по проведению поисково-разведочных работ в районах Туркмении и Афганистана.

Основные защищаемые положения сводятся к следующему;

1. Разработаны теоретические основы тектонодинамической оценки условий формирования месторождений в качестве нового направления изучения нефтегазоносных территорий.

2. Предложены и исследованы тектонодинамическая модель генерации и первичной аккумуляции УВ, текгонодинамический механизм принудительной дегазации подземной гидросферы при формировании залежей газа.

3. Впервые изучены условия промышленного накопления сероводорода в терригенных комплексах и разработана принципиально новая модель формирования и сероводородного заражения уникаль-кого Даулегабад-Донмезского газоконденсатного месторождения.

4. Исследованы новые критерии оценки главнейших условий раздельного формирования зон (и комплексов) нефте- и газонакопления, апробированные на примере НГБ Персидского залива и ряда других нефтегазоносных регионов.

5. Разработаны основы тектонодинамического анализа результатов дешифрирования космических снимков нефтегазоносных территорий.

Основные публикации по теме диссертации:

1. О влиянии дислокаций, связанных с Бухарским глубинным разломом, на распределение скоплений природного газа.

- В сб.: Геология и добыча природного газа. - М.: ВНИИГАЗ, 1969. - С. 74-84.

2. Естественная очистка сероводородсодержащих газов.

- М.: Газовая промышленность. 1973. te 8. - С. 18-20 (совместно с Г .К. Амурским, B.C. Гончаровым и В.Е. Орлом).

3. Геологические предпосылки перспектив газоносности Восточной Туркмении. - М.: Недра. 1976. - 396 с. (совместно с Г.«!. Амурский, И .П. Жабревым, B.C. Гончаровым и др.).

Закономерности формирования и размещения залежей сероводородсодержащих газов. - М.: Советская геология. 1978. й 7.

- С.- 3-16 (совместно с Г.й. Амурским, Э.С. Гончаровым и И .П. Жабревым).

36

5. Основные факгоры, лимитирующие промышленное накопление сероводорода в природньигазах. - В сб.: Геология природного газа (полезные компоненты природных газов - условия формирования и ресурсы). - М.: ВНИИГАЗ. 1979. - С. 72-78 (совместно с Г.И. Амурским).

6. О причинах уникальной концентрации не?>ти (и газа) в нефтегазоносном бассейне Персидского залива. - М.: Геология нефти и газа. 1980. й 8. - С. 48-54.

7. Некоторые особенности образования и накопления сероводорода в природном газе. - В сб.: Основные проблемы развития сырьевой базы газовой промышленности СССР. - М.: ВНИИГАЗ. 1981.

- С. 60-68 (совместно с Г.И. Амурским, Я.А. Берого, В.Л. Виноградовым, Э.С. Гончаровым).

8. Особенности нефтегазонакопления в зовах коллизии плит. - В сб.: Происхождение нефти игаза, их миграция и закономерности образования и размещения нефтяных и газовых залежей (тезисы). - Львов. 1981. - С. 140-141 (совместно с Г.И. Амурским) .

9. Особенности газонакопления в гектонодинамически активных поясах. - В сб.: Обоснование направлений поисково-разведочных работ на газ и методы разведки газовых месторождений.

- М.: ВНИИГАЗ. 1982. - С. 20-29 (совместно с Г.И. Амурским).

10. Сероводород Даулегабад-Донмезского месторождения: особенности распространения. - М.: Газовая промышленность. 1982. №11. - С. 16-17 (совместно с Г.И. Амурским, И.П. Жабревым, Г.А. Зотовым, З.Б. Хуснугдиновым).

11. Кольцевые фотоаномалии - предвестники антиклинальных структур. - М.:' Советская геология. 1982. - С. 36-43 (совместно с Г.И. Амурским).

12. Способ выявления зон распространения залежей серово-дородсодержащих и бессернистых газов. А.С. № 915053 (Заявка

№ 2977308/18-25 . 26.08.80. Опубл. 1982. Бюлл.й II) (совместно с Г.И. Амурским и Л.В. Кузнецовой).

13. Особенности нефтегазонакопления в зонах коллизии плит. - В кн.: Условия образования и закономерности размещения залежей нефти и газа. - Киев: Наукова Думка. 1983. - С. 114-121 (совместно с Г.И. Амурским).

Критерии оценки главнейших условий раздельного формирования зон (и комплексов) нефте- и газонакопления. - В кн.: Основные принципы формирования залежей нефти и газа. - М.: Наука. 1983. - С. 69-79 (совместно с Г.И. Амурским).

15. Тектонодинамика и нефтегазоносность. - М.: Геотектоника. 1984. й X. - С. 34-45 (совместно с Г.И. Амурским).

16. Анализ мезотрещиноватости по космическим снимкам -

- актуальное направление изучения нефтяных и газовых месторождений. - М.: Исследование Земли из Космоса. 1984. Кг 6.

- С. 36-41 (совместно с Г.Й. Амурским и Г.А. Абраменком).

17. Формирование Даулегабад-Донмезского газового месторождения (гекгонодинамическая модель геологической основы разработки). - М.: Советская геология. 1984. tö 3.'- С. II-20 (совместно с Г.И. Амурским, И.П. Жабревым и З.Б. Хуснутдиновым),

18. Динамика сероводородного заражения Даулетабад-Дон-мезского газового месторождения. - М.: Советская геология. 1984 ¡¿10. - С. II-19 (совместно с Г.И. Амурским, И.П. Жабревым и З.Б. Хуснугдиновым).

19. Вертикальная зональность в образовании и аккумуляции сероводорода. - М.: Геология нефти и газа. 1984. Н» I. - С. 47-5^ (совместно с Г.И. Амурским и Й.Б. Кулибакиной).

20. Новые методы реконструкции условий новейшей дифферен циации нефти и газа Амударьинском бассейне (по результатам дешифрирования космических снимков). - М.: Известия АН СССР. Сер.: Геология. 1984. й 8. - С. 112-122 (совместно с Г.И. Амур-скин и В.А. Кузьминовым).

21. Метод осредиенных концентраций - основа колличестве! ной оценки перспектив сероводородоносности газоносных территорий. - В кн.: Проблемы нефтегазоносиосги недр. - М.: Наука. 1984 (совместно с Г.И. Амурским).

22. Токтонодинамичеслие циклы эволюции нефтегазоносных бассейнов региональных поясов горизонтального сжатия. - В кн.: Тектонодинамическая цикличность и нефтегазоносность. - М.: ВНИ ГНИ. 1985. - С. 23-30 (совместно с Г.И. Амурским и A.B. Бочкар вим).

23. Тектонодинамический контроль процессов миграции газов. - В сб.: Дегазация Земли и геотектоника (тезисы). - И.: Наука. 1985. - С. 135-137 (совместно с Г.И. Амурским).

24. Тектонодинамическая модель нефтегазообразования.

- 14.: Советская геология. 1985. № 7. - С. 3-13 (совместно с Г.И. Амурским и А.В. Бочкаревым).

25. Тектонодинамические аспекты образования и накопления сероводорода з свете концепции тектоники плит. - В кн.: Глобальные тектонические закономерности нефтегазонакопления.

- М.: Наука. 1985. - С. 217-221 (совместно с Г.И. Амурским).

26. Тектонодинамическая модель формирования Даулетабад--Донмезского газового месторождения. - В кн.: Условия формирования крупных зон нефтегазонакопления. - М..* Наука. 1985.

- С. 136-141 (совместно с Г.И. Амурским).

27. Тектонодинамическая оценка условий формирования месторождений - новое направление изучения нефтегазоносных территорий. - М.: Геология нефти и газа. 1986. й I. - С. 6-П.

28. Тектонодинамический механизм дегазации подземной гидросферы при формировании залежей газа. - Доклады АН СССР. 1986. т. 286. Ю 4. - С. 947-950.

29. Основы оценки условий пространственной дифференциации нефте- и газоносности. - В сб.: Нефтегазообразование на больших глубинах (тезисы). - Н.: 1986. - 232 с.

30. Основные проблемы гекгонодинамики и онтогенез нефти и газа. - М.: Геология нефти и газа. 1987. й 4. - С. 34-39 (совместно с Г.И. Амурским).

31. Геологическая модель зон рапогазонасыщения по материалам совместной интерпретации геолого-геофизических и дистанционных материалов (на примере верхнеюрских отложений Западного Узбекистана). - В сб.: Космическая информация при поисках, разведка и эксплуатации газовых месторождений - результаты и перспективы использования. - М.: ВНИИГАЗ. 1987. - С. 171-185 (совместно с В.Н. Панковским).

32. Оценка условий формирования зон газонакопления в тектонодинамически активном поясе сочленения Копегдага и Туран-ской плиты. - В сб.: Формирование, поиск и разведка газовых залежей. - М.: ВНИИГАЗ. 1988. - С. 5-14 (совместно с Г.И. Амурским и Н.Г. Мальцевым).

33. Способ разработки залежи с неоднородным по площади составом газа. А.о. № 1384730 (Заявка № 3953372/22-03 . 25.06.85. Опубл. 1988. Бюлл. № 12.) (совместно с Г.И. Амурским, Г.А. Зотовым, В .В. ЖировЬш и А .К. Пестряковыи).

34. Дистанционные методы изучения тектонической трещино-ватосги пород нефтегазоносных территорий. - М.: Недра. 1988.

- 164 с. (совместно с Г.И. Амурским, Г.А. Абраменком и М.С. Бондаревой) .

35. Перспективы газоносности тектонодинамически активных поясов. - О.И. Сер.: Геология и разведка газовых и газоконден-сагных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром. 1986. - 29 с. (совместно Г.И. Амурским).

36. Геологические предпосылки нефтегазоносности зоны сочленения Туранской плиты и Юго-Западного Гиссара. - Ашхабад: Ылым. 1991. - 228 с. (совместно с Г.И. Амурским, К.Н. Аманния-зовым, В.М. Цейслером и др.).

37. Модели сероводородного заражения газовых месторождений. - О.И. Сер.: Геология и разведка газовых и газоконденсаг-ных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром. 1991. - 48 с. (совместно с Г.И. Амурским, A.C. Салиной иД.Н. Тимониным).

38. Ya6uaߣe components in natural gases in tfte USSR.

- Preprint 4 tfte EEeventft WorEd Petroleum Congress [RD12(3)L- London. 1983.- 7p. (совместно с Г.И.Амурским, В.И.Ермаковым, И.П.Жабревым и В.И.Старосельским).

Соискатель

Н.Н.Соловьев