О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей

Охарактеризован новый генетический тип трещиноватости пород с низкопроницаемой матрицей, обусловленный импульсным растрескиванием гидрофобизованных породных тел. С трещинными коллекторами именно такого генезиса связаны основные перспективы освоения нетрадиционных источников углеводородов....

Повний опис

Збережено в:

Бібліографічні деталі
Дата:	2015
Автор:	Лукин, А.Е.
Формат:	Стаття
Мова:	Russian
Опубліковано:	Видавничий дім "Академперіодика" НАН України 2015
Назва видання:	Доповіді НАН України
Теми:	Науки про Землю
Онлайн доступ:	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/96798
Теги:	Додати тег Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
Назва журналу:	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
Цитувати:	О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей / А.Е. Лукин // Доповiдi Нацiональної академiї наук України. — 2015. — № 6. — С. 114-122. — Бібліогр.: 13 назв. — рос.

Репозитарії

Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine

id	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-96798
record_format	dspace
spelling	nasplib_isofts_kiev_ua-123456789-967982025-02-23T17:56:12Z О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей Про природу трiщинуватостi нафтогазоносних порiд-колекторiв iз низькопроникною матрицею On the nature of the fracturing of petroliferous rocks-reservoirs with low-permeable matrix Лукин, А.Е. Науки про Землю Охарактеризован новый генетический тип трещиноватости пород с низкопроницаемой матрицей, обусловленный импульсным растрескиванием гидрофобизованных породных тел. С трещинными коллекторами именно такого генезиса связаны основные перспективы освоения нетрадиционных источников углеводородов. Схарактеризований новий генетичний тип трiщинуватостi порiд з низькопроникною матрицею, який обумовлений iмпульсним розтрiскуванням гiдрофобiзованих породних тiл. З трiщинними колекторами саме такого походження пов’язанi основнi перспективи освоєння нетрадицiйних джерел вуглеводнiв. A new genetic type of the fracturing of rocks with low-permeable matrix is defined. It is caused by the impulsive cracking of hydrophobizided rock bodies. The main prospects of the development of unconventional hydrocarbons sources are connected just with this genetic type of fractured reservoirs. 2015 Article О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей / А.Е. Лукин // Доповiдi Нацiональної академiї наук України. — 2015. — № 6. — С. 114-122. — Бібліогр.: 13 назв. — рос. 1025-6415 https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/96798 553.98:550.8 ru Доповіді НАН України application/pdf Видавничий дім "Академперіодика" НАН України
institution	Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine
collection	DSpace DC
language	Russian
topic	Науки про Землю Науки про Землю
spellingShingle	Науки про Землю Науки про Землю Лукин, А.Е. О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей Доповіді НАН України
description	Охарактеризован новый генетический тип трещиноватости пород с низкопроницаемой матрицей, обусловленный импульсным растрескиванием гидрофобизованных породных тел. С трещинными коллекторами именно такого генезиса связаны основные перспективы освоения нетрадиционных источников углеводородов.
format	Article
author	Лукин, А.Е.
author_facet	Лукин, А.Е.
author_sort	Лукин, А.Е.
title	О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей
title_short	О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей
title_full	О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей
title_fullStr	О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей
title_full_unstemmed	О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей
title_sort	о природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей
publisher	Видавничий дім "Академперіодика" НАН України
publishDate	2015
topic_facet	Науки про Землю
url	https://nasplib.isofts.kiev.ua/handle/123456789/96798
citation_txt	О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей / А.Е. Лукин // Доповiдi Нацiональної академiї наук України. — 2015. — № 6. — С. 114-122. — Бібліогр.: 13 назв. — рос.
series	Доповіді НАН України
work_keys_str_mv	AT lukinae oprirodetreŝinovatostineftegazonosnyhporodkollektorovsnizkopronicaemojmatricej AT lukinae proprirodutriŝinuvatostinaftogazonosnihporidkolektoriviznizʹkoproniknoûmatriceû AT lukinae onthenatureofthefracturingofpetroliferousrocksreservoirswithlowpermeablematrix
first_indexed	2025-11-24T06:01:39Z
last_indexed	2025-11-24T06:01:39Z
_version_	1849650419920273408
fulltext	УДК 553.98:550.8 Академик НАН Украины А.Е. Лукин О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей Охарактеризован новый генетический тип трещиноватости пород с низкопроницаемой матрицей, обусловленный импульсным растрескиванием гидрофобизованных породных тел. С трещинными коллекторами именно такого генезиса связаны основные перспек- тивы освоения нетрадиционных источников углеводородов. Ключевые слова: нефтегазоносность, трещинные коллекторы, породы с низкопроница- емой матрицей, нетрадиционные источники углеводородов. На протяжении последнего десятилетия наблюдается неуклонное возрастание объемов до- бычи природных углеводородов из так называемых плотных коллекторов (tight reservoirs) — трещиноватых пород с низкопроницаемой матрицей (черные сланцы (black shales) — тер- ригенные породы с редуцированной первичной пористостью, угольные пласты, вторичные коллекторы глубокозалегающих комплексов). Понятия “трещинный коллектор” и “трещинная пористость” возникли на заре нефте- газодобывающей индустрии [1]. Именно из трещиноватых пород были получены первые притоки газа (1821 г., Пенсильвания, пос. Фредония, черные сланцы миссисипия) и нефти (1850–60-е гг., Пенсильвания, Ухтинское Притиманье, Бориславский район Предкарпатья, Грозненский район СЗ Кавказа). Автор указанных понятий американский геолог Е. Эн- дрюс еще в 1861 г. выделил в качестве одного из главных признаков нефтеносности наличие трещин вдоль простирания антиклиналей, а также отмечал “существование прямой зави- симости между величиной добычи нефти и количеством трещин” [1, с. 5 ]. В последующие годы основная добыча природных углеводородов была связана в основном с матрично-по- ровыми гранулярными преимущественно терригенными коллекторами, а трещинные кол- лекторы отошли на второй план. Однако в период с 1925 по 1965 гг. на территории Ирака, Ирана, Саудовской Аравии в антиклинальных структурах, сложенных интенсивно-трещи- новатыми карбонатными породами мезозоя и кайнозоя были открыты такие уникальные нефтяные гиганты, как Гавар, Киркук, Асмарийская группа месторождений, а также по- лучены высокодебитные притоки из трещиноватых гидрокарбопелитов (черных сланцев) в США (месторождения Спраберри, Биг Сэнди и др.) и СССР (коллекторы кизенбула- товского типа в Предуральском прогибе, бажениты Среднеширотного Приобья и др.). Это стимулировало изучение как трещинных коллекторов нефти и газа, так и в целом разви- тие науки о диаклазах и трещинообразовании в горных породах. Было предложено много классификаций трещиноватости (по масштабам проявления, ориентировке, морфологии, механизмам образования и т. д.), разработаны методы оценки фильтрационно-емкостных свойств и моделирования трещинных (трещинно-поровых, порово-кавернозно-трещинных) коллекторов на основе данных петрофизических, петрографических, промыслово-геофизи- ческих, гидродинамических исследований. При этом основное внимание уделялось текто- ническим факторам трещинообразования и выделению систем трещин, связанных с тек- тоническими структурами разных порядков. Основой моделирования и прогнозирования © А.Е. Лукин, 2015 114 ISSN 1025-6415 Dopov. NAN Ukraine, 2015, №6 трещинных коллекторов нефти и газа стали тектонофизические критерии и, в частности, методы структурного анализа напряжений, базирующиеся на принципах механики разру- шения и связывающих ориентировку трещин скалывания и трещин отрыва с полями на- пряжения на диаграмме Мора (работы М.В. Гзовского, О.И. Гущенко, П.Н. Николаева, Ю.Л. Ребецкого, Р. Сибзона, С. Юнги, О.Б. Гинтова). В нефтегазовой геологии такой под- ход был эффективен при моделировании нефтегазоносных природных резервуаров, связан- ных с четкими антиклинальными структурами. На современном же этапе освоения углево- дородного потенциала земных недр, основные направления которого в значительной мере связаны с глубокозалегающими комплексами депрессионных областей, блоками кристал- лического фундамента и “плотными коллекторами” (центральнобассейновый и сланцевый газ, а также угольный метан), односторонность такого подхода становится вполне очевид- ной [2]. На основании указанных тектонофизических критериев и методов структурного анализа напряжений нельзя объяснить природу таких феноменов, как суперколлекторы (со сверхвысокой проницаемостью, обусловленной: а) системой открытых субгоризонтальных трещин, разделяющей породу на тонкие пластины (эффект “дискования” керна), б) катакла- зированными массивно-рыхлыми породами [3]) и “sweet spots” (дилатансионные подушки в черносланцевых толщах и центральнобассейновых отложениях [4]). А это необходимо для эффективного прогноза нефтегазоносности1 . Собственно тектоническая трещиноватость в традиционном понимании, как известно, связана с процессами скалывания и отрыва вследствие объемной тектонофизической дефор- мации породных массивов. Распределение тектонофизических напряжений в земной коре характеризуется тремя напряжениями — неравными, главными, нормальными, конкретные соотношения между ними — суть соотношения литостатического давления и стресса. Одна- ко при этом необходимо учитывать, что реальная геоформационная среда представляет со- бой не просто ассоциацию породных тел, но сложную флюидо-породную систему, которая, помимо фонового горного давления (совокупность силы тяжести столба горных пород и на- пряжений, связанных с различными тектоническими структуроформирующими процесса- ми), характеризуется импульсными флуктуациями. Связанные с ними разрывы сплошности пород существенно отличаются от тектонических трещин морфологией, примазками угле- водородного конденсата, нефти и битумов, значительно более частым отсутствием мине- рализации, характером и масштабами развития систем трещиноватости. Здесь необходимо подчеркнуть фундаментальное различие указанных механизмов разрывов сплошности по- род по геотермодинамическому режиму и характерным временам формирования, на осно- вании чего автором в свое время были выделены две основные группы трещинообразова- ния в литосфере, связанные с изотермической и адиабатической разрядкой напряжений в породных массивах [5]. Собственно тектоническая трещиноватость характеризуется в це- лом прямолинейными диаклазами и наличием регулярных ортогональных или ромбичес- ких систем — “более или менее правильных геометрических сеток” [6, с. 593 ]. Деформация тектонических трещин и трансформация (искажение) их систем обусловлены многофаз- ностью тектонофизических процессов и неоднократной перестройкой полей напряжений. Поэтому роль тектонической трещиноватости в процессах миграции и аккумуляции нефти и газа варьирует от эффективной флюидопроводящей до изолирующей и экранирующей. 1К сожалению, в новейших зарубежных и отечественных обзорах геофизических методов при поисках, разведке и разработке сланцевого, центральнобассейнового и угольного газа учитываются только тради- ционные типы тектонофизической трещиноватости. ISSN 1025-6415 Допов. НАН України, 2015, №6 115 В условиях релаксации тектонических напряжений при длительных тектонических процес- сах обеспечивается изотермический режим и соответствующие условия минерализации (от “тектонических глинок” в трещинах скалывания до карбонатных, кварцевых, сульфидных и полиминеральных жил в трещинах отрыва), приводящие в конечном счете к закрытому характеру тектонической трещиноватости. Это обусловливает отмеченную амбивалентную роль систем тектонической трещиноватости в формировании залежей нафтидов. Непосред- ственно в процессе нарушения сплошности литом при их тектонической деформации они играют флюидопроводящую роль, а после закрытия вследствие сжатия и (или) минерали- зации становятся факторами компартментализации и блочности природных резервуаров, превращаясь таким образом в фактор, осложняющий разработку залежей. Существенно иную роль в нефтегазонакоплении играет адиабатическое трещинообразо- вание, связанное с сейсмотектоническими импульсами и явлениями естественного флюидо- разрыва [5, 7]. Если для обычного тектонического трещинообразования, связанного с раз- рушением породного массива в соответствии с теорией прочности Кулона–Мора, между возникновением трещины и миграцией через нее флюида нет причинной связи, то фак- тором формирования адиабатической трещины как раз и являются прорывы высокона- порного высокоэнтальпийного флюида, сопряженные с сейсмотектоническими импульсами. Поэтому именно эта генетическая группа трещин, которая до недавнего времени не фи- гурировала в классификациях трещиноватости, является наиболее важной при изучении закономерностей как гидротермального рудообразования, так и формирования нефтяных и газовых залежей (здесь следует учитывать, что взаимосвязанные сейсмотектонические и флюидодинамические импульсы являются также фактором активизации более древних систем трещин отрыва и скалывания). Ведущую роль в формировании адиабатической трещиноватости играют взаимосвязан- ные сейсмотектонические и флюидодинамические факторы, обусловленные плюмтектони- кой, что подтверждается различными индикаторами (трассерами) глубинных флюидов [8]. Они локализуются в центральных частях нефтегазоносных осадочных бассейнов, породы которых в различной степени гидрофобизованы вследствие: а) мобилизации нефтяных угле- водородов (масел) из керогена гидрокарбопелитов (в частности, при трансформации го- рючих сланцев в черные сланцы [2]) и б) непосредственного воздействия на породы без- водного (супер)глубинного флюида (сверхсжатого поликомпонентного газа на углеводо- родной основе) и продуктов его конденсации [8]. Степень этой гидрофобизации, в зави- симости от конкретных литологических, петрофизических и физико-химических особен- ностей породного субстрата, варьирует в широких пределах: от сплошной до микрогете- рогенной. Характерной особенностью гидрофобизованных пород является специфическая матричная (микро)трещиноватость, кардинально отличающаяся от тектонической и лито- генетической трещиноватости. Особенно ярко она проявляется в гидрокарбопелитовых по- родах (доманикоидах, баженитах, черных сланцах), где наряду с (палео)сейсмогенной [5, 9] трещиноватостью (рис. 1) присутствует хаотичная микротрещиноватость (рис. 2), форми- рование которой обусловлено нагнетанием углеводородов в гидрофобизованную микропо- ристую породу [2]. Большую роль при этом играет имманентный накоплению гидрокарбо- пелитовых отложений эвксинского типа режим повышенной сейсмичности, индикаторами которого являются турбидиты, подводно-оползневые текстуры и приуроченная к изохрон- ным уровням трещиноватость характерной морфологии [10]. При этом наблюдается ее про- странственно-временная связь с очагами матричной хаотичной трещиноватости (рис. 3). Это позволяет предположить, что помимо обусловленной указанными физико-химически- 116 ISSN 1025-6415 Dopov. NAN Ukraine, 2015, №6 Рис. 1. Открытая сейсмогенная трещиноватость в доманиките (силицит-карбонатно-глинистая порода с по- вышенным содержанием керогена). Фото (микроскоп “Neophot”) образцов, насыщенных люминофором, в ультрафиолетовом цвете: а — Черво- нолукская скв. 1, гл. 5520–5525,2 м, верхний визе, гор. В-22; б, в — Шедиевская скв. 486, гл. 5150–5158,3 м, франский ярус ми факторами перманентной накачки углеводородов в гидрофобную (суб)капиллярно-по- ристую породу [2], определенную роль играют сейсмоэлектрические явления. Еще в класси- ческих исследованиях Я.И. Френкеля, первооткрывателя сейсмоэлектрического эффекта, было установлено, что при землетрясении в области фронта ударной волны в осадочной толще возникают импульсные вариации электрических полей, обусловленные нарушением (вследствие встряхивания) равновесия двойного электрического слоя в капиллярных кана- лах. Это инициирует различные электрокинетические явления, в частности электроосмос — ISSN 1025-6415 Допов. НАН України, 2015, №6 117 Рис. 2. Хаотическая открытая микротрещиноватость в доманиките, обусловленная накачкой углеводородов в гидрофобную матрицу (физико-химическое трещинообразование). Фото (микроскоп “Neophot”) образцов, насыщенных люминофором, в ультрафиолетовом цвете. Руден- ковская скв. 18, гл. 4856–4858,2 м, верхний турне Рис. 3. Соотношение сейсмической и физико-химической трещиноватости. Фото (микроскоп “Neophot”) образцов, насыщенных люминофором, в ультрафиолетовом цвете. Руден- ковская скв. 18, гл. 4856–4858,2 м, верхний турне движение флюидов, заполняющих капиллярные поровые каналы. При этом сейсмичность воздействует на гидрофильный и гидрофобный капиллярно-поровый коллектор существен- но по-разному [11]. В гидрофильном коллекторе это способствует просачиванию углеводо- родов сквозь капиллярный барьер и утечке их из резервуара, тогда как в гидрофобном — наоборот, происходит нагнетание нефти и газа в капиллярные и субкапиллярные поры. Благодаря этому перманентные “фоновые” накачки углеводородов в гидрофобную мало- проницаемую породу интенсифицируются, приобретая импульсный характер (возможно также наличие импульсов углеводородной накачки в гидрофобные коллекторы, связанные с приливно-отливными напряжениями). При этом в системе поровых каналов на мульти- контактах пластовой воды и “микронефти” появляются структуры, образующие систему разветвленных кластеров, близких по своей природе к экспериментально изученным фрак- тальным структурам типа вязких пальцев, возникающим на фронтах взаимодействия воды и вязкой неполярной жидкости в ячейке Хеле-Шоу [12]. При этом первоначально плоская поверхность раздела жидкостей переходит в сложную поверхность, напоминающую пальцы перчатки (отсюда и название “вязкие пальцы”). Благодаря последовательному случайному дроблению кончиков “пальцев” они перерастают в разветвленные кластеры, которые обла- 118 ISSN 1025-6415 Dopov. NAN Ukraine, 2015, №6 дают фрактальностью и могут быть количественно охарактеризованы размерностью Хаус- дорфа [12]. Возникающие вследствие таких импульсов напряжения могут рассматривать- ся как возможные факторы формирования на первый взгляд хаотичной, а в реальности фрактальной трещиноватости. Образованные совокупностью разветвленных кластеров извилистых трещин дилатан- сионные “подушки” [4], с которыми связаны основные объекты поисков скоплений централь- нобассейнового и сланцевого газа, характеризуются сложным строением и амебообразной конфигурацией с системой пальцеобразных отростков. Следует отметить явное сходство их с указанными фрактальными структурами, которые образуются при взаимодействии ламинарных потоков жидкостей с различной вязкостью. Нефтегазоносные комплексы и их сегменты различного уровня (вплоть до элементарных продуктивных резервуаров) являют- ся, как известно, средой перманентного взаимодействия воды различной минерализации с неньютоновскими жидкостями различной вязкости. Интенсивность этого взаимодействия, степень и масштабы проявления указанных структур варьируют в широких пределах. Ха- рактерные времена этих процессов и соответственно интенсивность возникающих при этом напряжений, длительность их релаксации должны варьировать в весьма широких пределах. Образование этих структур в формациях с нетрадиционной газоносностью (центральнобас- сейновый и сланцевый газ, угольный метан) неразрывно связано с указанными процесса- ми гидрофобизации пород, вследствие которых исходные гидрофильные метаколлоидные породы переходят в неравномерно гидрофобизованные тонкоплитчатые (“листоватые”, “ми- крослоистые” и т. п.) черные сланцы или терригенно-черносланцевые ритмитовые толщи. Их взаимодействие с элизионными, эксфильтрационными, в особенности с глубинными кон- денсационными термальными пресными водами (глубинная гидрогеологическая инверсия), судя по указанным экспериментальным данным и их теоретической интерпретации, должно приводить к структурам типа вязких пальцев. Их фрактальность позволяет предполагать существование в указанных формациях размерной иерархии подобных структур. Последо- вательное “случайное (random) дробление на кончиках этих пальцев” [12, с. 90 ] закладывает ту матрицу литофизических и физико-химических неоднородностей, которая контролирует трещиноватость, обусловленную накачкой газообразных углеводородов в неравномерно гид- рофобизованные породы [2, 10]. Именно с этим новым генетическим типом трещиноватости, а не с трещинами отрыва и скалывания, связана газоносность низкопроницаемых пород (черные сланцы, плотные терригенные, карбонатные и углистые породы). В равномерно гидрофобизованной петрографически однородной породе с достаточно высокой начальной проницаемостью (первичные гранулярные коллекторы, пропитанные нефтью или углеводородным конденсатом с последующим катагенетическим уплотнением при погружении на большие глубины или вторичные коллекторы, обусловленные процес- сами гипогенно-аллогенетического разуплотнения кварцитопесчаников высоконапорными высокоэнтальпийными флюидами [7, 8]) микротрещины образуют разветвленные класте- ры (рис. 4), которые по предварительным данным, возможно, являются фрактальными структурами. Таким образом, фундаментальное отличие охарактеризованной автором в данном сооб- щении трещиноватости от систем планетарных, тектонических и литогенетических трещин заключается в том, что здесь случайные (рандомизирующие) факторы (воздействие сейсмо- генных физико-механических и флюидодинамических импульсов на гидрофобизованный в различной степени породный субстрат) превалируют над регулярными (стабилизирую- щими) факторами. В связи с этим весьма знаменательной является ее генетическая связь ISSN 1025-6415 Допов. НАН України, 2015, №6 119 Рис. 4. Трещиноватость глубокозалегающих (6500–6550 м) нижнекаменноугольных терригенных пород в центральной части Днепровско-Донецкой впадины (растровый электронный микроскоп РЭМ-106, пано- рамное сканирование сколков пород при малых увеличениях) с пригожинитами — инъекционными минеральными образованиями, которые отличаются от горных пород и жильной минерализации аномальной минералогией и геохимией и нали- чием специфических микро- и наноструктур самоорганизации [13]. Именно указанные механизмы трещинообразования лучше всего объясняют закономер- ности локализации и особенности морфологии так называемых sweet spots — ареалов с по- вышенной газоотдачей сланцевого и центральнобассейнового газа [2, 10]. Большую роль трещиноватость указанного генезиса играет и как фактор нефтегазоносности глубокозале- гающих комплексов. В частности, присутствие разветвленных кластеров трещиноватости в породах на глубинах свыше 6,5 км существенно расширяет перспективы освоения угле- водородного потенциала земных недр. Цитированная литература 1. Голф-Рахт Т.Д. Основы нефтепромысловой геологии и разработки трещиноватых коллекторов. – Москва: Недра, 1986. – 608 с. 2. Лукин А. Е. О природе и перспективах газоносности низкопроницаемых пород осадочной оболочки Земли // Доп. НАН України. – 2011. – № 3. – С. 114–123. 3. Закиров С.Н., Рощина И.В., Индрупский И.М., Рощин А.А. Разработка месторождений нефти и газа с суперколлекторами в продуктивном разрезе. – Москва: Контент-пресс, 2011. – 248 с. 4. Лукин А.Е. Геофизические методы и проблема выявления нетрадиционных источников природного газа // Геол. журн. – 2014. – № 1. – С. 7–22. 5. Лукин А. Е., Ларин С.Б. Генетические типы трещиноватости пород глубокозалегающих нефтегазо- носных комплексов // Геол. журн. – 2003. – № 3. – С. 9–25. 6. Словарь по геологии нефти и газа. – Ленинград: Недра, 1988. – 679 с. 7. Лукин А. Е. Инъекции глубинного углеводородно-полиминерального вещества в глубокозалегающих породах нефтегазоносных бассейнов: природа, прикладное и гносеологическое значение // Геол. журн. – 2000. – № 2. – С. 7–21. 120 ISSN 1025-6415 Dopov. NAN Ukraine, 2015, №6 8. Лукин А. Е. Самородно-металлические микро- и нановключения в формациях нефтегазоносных бас- сейнов – трассеры суперглубинных флюидов // Геофиз. журн. – 2009. – 31, № 2. – С. 61–92. 9. Методика изучения трещиноватости пород закрытых платформенных территорий (на примере ме- зозойских отложений Западно-Сибирской плиты). – Новосибирск: Наука, 1972. – 65 с. 10. Лукин А. Е. Черносланцевые формации эвксинского типа – мегаловушки природного газа // Геология и полез. ископаемые Мирового океана. – 2013. – № 3. – С. 5–28. 11. Большаков Ю.Я. Капиллярно-экранированные залежи нефти и газа. – Новосибирск: Наука, 1989. – 126 с. 12. Nittmann J., Daccord G., Stanley H. When do “viscous fingers” have fractal mesurement? // Nature. – 1985. – No 314. – 141 p. 13. Лукин А. Е. Пригожиниты – особый генетический тип флюидогенных минеральных агрегатов // Геохимия литогенеза: Материалы Рос. сов. – Сыктывкар: ИГ Коми НЦ УрО РАН, 2014. – С. 51–53. References 1. Golf-Racht T.D. Fundamentals of fractured reservoir engineering, Moscow: Nedra, 1986 (in Russian). 2. Lukin A. E. Dopov. NAN Ukraine, 2011, No 3: 114–123 (in Russian). 3. Zakirov S.N., Roschina I.V., Indrupsky I.M., Roschin A.A. Development of oil and gas fields with superreservoirs in productive section, Moscow: Kontinent-press, 2011 (in Russian). 4. Lukin A. E. Geol. J., 2014, No 1: 7–22 (in Russian). 5. Lukin A. E., Larin S. B. Geol. J., 2003, No 3: 9–25 (in Russian). 6. Glossary of petroleum geology, Leningrad: Nedra, 1988 (in Russian). 7. Lukin A. E. Geol. J., 2000, No 2: 7–21 (in Russian). 8. Lukin A. E. Geol. J., 2009, 31, No 2: 61–92 (in Russian). 9. Methods of investigation of rocks fracturing in closed platform territories (by the example of Western- Siberia plate), Novosibirsk: Nauka, 1972 (in Russian). 10. Bolzhakov Yu. J. Capillary-screened pools of oil and gas, Novosibirsk: Nauka, 1989 (in Russian). 11. Lukin A. E. Geologija i poleznii iskopaemye Mirovogo okeana, 2013, No 3: 5–28 (in Russian). 12. Nittmann J., Daccord G., Stanley H. Nature, 1985, No 314. 13. Lukin A.E. Geochemistry of lithogenesis: Materials of Rus. conf., Syktyvkar: Inst. Geol. Komy NC UrO RAN, 2014 (in Russian). Поступило в редакцию 02.02.2015Институт геологических наук НАН Украины, Киев Академiк НАН України О.Ю. Лукiн Про природу трiщинуватостi нафтогазоносних порiд-колекторiв iз низькопроникною матрицею Iнститут геологiчних наук НАН України, Київ Схарактеризований новий генетичний тип трiщинуватостi порiд з низькопроникною мат- рицею, який обумовлений iмпульсним розтрiскуванням гiдрофобiзованих породних тiл. З трiщинними колекторами саме такого походження пов’язанi основнi перспективи ос- воєння нетрадицiйних джерел вуглеводнiв. Ключовi слова: нафтогазоноснiсть, трiщиннi колектори, породи з низькопроникною матри- цею, нетрадицiйнi джерела вуглеводнiв. ISSN 1025-6415 Допов. НАН України, 2015, №6 121 Аcademician of the NAS of Ukraine A. E. Lukin On the nature of the fracturing of petroliferous rocks-reservoirs with low-permeable matrix Geological Institute of the NAS of Ukraine, Kiev A new genetic type of the fracturing of rocks with low-permeable matrix is defined. It is caused by the impulsive cracking of hydrophobizided rock bodies. The main prospects of the development of unconventional hydrocarbons sources are connected just with this genetic type of fractured reser- voirs. Keywords: petroleum potential, fractured reservoirs, rocks with low-permeable matrix, uncon- ventional hydrocarbons sources. 122 ISSN 1025-6415 Dopov. NAN Ukraine, 2015, №6

О природе трещиноватости нефтегазоносных пород-коллекторов с низкопроницаемой матрицей

Репозитарії

Схожі ресурси