Морариу Дан

morariu45@gmail.com



После окончания геологического факультета Бухарестского университета до 1980 г. работал в Геологической службе Румынии. С 1981 г. - в Базельском университете, где в 1985 г. защитил докторскую диссертацию (Деформация и метаморфизм мезозойских метаосадочных пород юго-западной окраины Аарского массива Центральных Альп), затем три года работал в Бернском университете. С 1988 г. - специалист по нефти и газу Восточной Европы в международной компании Petroconsultants (Женева), которая в 1997 г. вошла в состав всемирной энергетической компании IHS (USA), где доктор Морариу работал ведущим геологом по нефти и газу России и стран СНГ. В настоящее время работает независимым экспертом-геологом по нефти и газу.
Опубликовал более 30 научных работ.
Трудноизвлекаемые запасы, нетрадиционные источники углеводородного сырья
Ответственный за рубрику – доктор геолого-минералогических наук А.В. Петухов
Статья № 10_2018 дата поступления в редакцию 12.03.2018 подписано в печать 30.03.2018
25 с.
pdf  Образование кливажа пелитовых пород в диагенезе-начале катагенеза - важный фактор создания путей миграции углеводородов
*Статья представлена на английском языке.
Литификация пелитовых пород, обладающих углеводородным потенциалом, на стадии диагенеза, и дальнейшее их уплотнение на стадии катагенеза приводят к сокращению пористости-проницаемости, закрытию путей миграции флюидов и возможному «перегреву» органического вещества. В определенных тектонических условиях развитие вторичной структуры осадочных пород в виде густой сети трещин первичного и вторичного кливажа может создавать достаточные объемы пространства с расстояниями между слоями сланцеватости, варьирующими от 20 до 150 мкм, которые в свою очередь могут представлять собой пути миграции флюидов и углеводородов. Участки с развитием пород, обладающих благоприятным петрогенным профилем (пелитовые породы со сложной сланцеватостью при устойчивых температурах, не превышающих 100-150°С), могут рассматриваться как потенциальные пути миграции углеводородов. Изучение участков пород, потенциальный миграционный потенциал которых резко уменьшается с повышением температуры во время погружения и затем частично компенсируется образованием кливажа, может представлять собой определённый интерес для оценки потенциала и перспектив нефтегазоносности.

Ключевые слова: пелитовая порода, расстояние между слоями сланцеватости, первичный и вторичный кливаж, пути миграции углеводородов, нефтегазоносность.
ссылка на статью обязательна Morariu D., Averyanova O.Yu. Сleavage fabric – significant faсtor creating discrete hydrocarbon migration pathways in diagenetic to low metamorphic pelites // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2018. - Т.13. - №1. - http://www.ngtp.ru/rub/9/10_2018.pdf
цифровой идентификатор статьи DOI https://doi.org/10.17353/2070-5379/10_2018
Литература

   Bjorlykke, K., J. Jahren, N.H. Mondol, O. Marcussen, D. Croize, C. Peltonen, and B. Thyberg, 2009, Sediment Compaction and Rock. Properties: S&D Article #50192. Web accessed 27 October 2010. http://www.searchanddiscovery.net/documents/2009/50192bjorlykke/index.htm.
   Bridge J.S., and R.V. Demicco, 2008, Earth surface processes, landforms and sediment deposits: New York, Cambridge University Press, 830 p.
   Bucher K. and M. Frey, 2002. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. Springer-Verlag; Berlin, Heidelberg; pp. 341.
   Chalmers G., R.M. Bustin and I. Powers, 2009. A pore by any other name would be as small: The importance of meso- and microporosity in shale gas capacity (abs.): AAPG Search and Discovery article 90090, 1 p.: http://www.searchanddiscovery.com/abstracts/html/2009/annual/abstracts/chalmers.htm (accessed March 14, 2011).
   Day-Stirrat, R.J., A. McDonnell, and L.J. Wood, 2010, Diagenetic and seismic concerns associated with interpretation of deeply buried “mobile schales”, in L. Wood, ed., Schale tectonics: AAPG Memoir 93, p. 5-27.
   Glasmacher U.A, Bauer W., Clauer N., Puchkov V.N., 2004. Neoproterozoic metamorpishm and deformation at the southeastern margin of the East European Craton Uralides, Russia. International Journal of Earth Sciences (Geol Rundsch) (2004) November 2004, Volume 93, Issue 5, pp. 921–944. DOI: https://doi.org/10.1007/s00531-004-0426-3
   Jacob G., H.J. Kisch, and B.A. van der Pluijm, 2000. The relationship of phyllosilicate orientation, X-ray diffraction intensity ratios, and c/b fissility ratios of the Helvetic zone of the Swiss Alps and the Caledonides of Jamtland, central western Sweden: Journal of Structural Geology, 22 (2), p. 245-258.
   Katsube T.J., 2000. Shale permeability and pore-structure evolution characteristics, Geological Survey of Canada. Report 2000, E15, 9 p.
   Katsube T.J., M.A. Williamson, 1998. Shale petrophysical characteristics: permeability history of subsiding shales; in Shales and Mudstones II: Petrography, Petrophysics, Geochemistry and Economic Geology, (ed.) J. Schieber, W. Zimmerle, and P.S. Sethi; E. Schweizerbart Science Publishers, Stuttgart, Germany, p. 69-91.
   Kisch H.J., 1990. Calibration of the anchizone: a critical comparison of illite ‘crystallinity’ scales used for definition, Journal of Metamorphic Geology, 8: 31–46. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1990.tb00455.x
   Kisch, H.J., 1991. Development of slaty cleavage and degree of very low grade metamorphism: a review. Journal of Metamorphic Geology, 9, pp. 735–750. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1525-1314.1991.tb00562.x
   Kubler B., 1967. La cristallinite de l'illite et les zones tout a fait superieures du metamorphisme, in: Colloque sur les etages tectoniques, 1966, Neuchatel, Ed. La Braconniere, 105-122.
   Loucks R.G., M.R. Reed, S.C. Ruppel and U. Hammes, 2012. Spectrum of pore types and networks in mudrocks and a descriptive classification for matrix-related mudrock pores, AAPG Bulletin, v. 96, no. 6 (June 2012), pp. 1071–1098. DOI: https://doi.org/10.1306/08171111061
   Mastalerz, M., A. Schimmelmann, A. Drobniak, and Y. Chen, 2013, Porosity of Devonian and Mississippian New Albany Shale across a maturation gradient: Insights from organic petrology, gas adsorption, and mercury intrusion, AAPG Bulletin, v. 97, no. 10 (October 2013), pp. 1621–1643. DOI: https://doi.org/10.1306/04011312194
   Merriman, R.J., Peacor, D.R., 1999. Very low-grade metapelites: mineralogy, microfabrics and measuring reaction progress. In: Frey, M., Robinson, D. (Eds.), Low-grade metamorphism. Blackwell Science, Oxford, pp. 10–60.
   Microstructure of fine-grained sediments: from mud to shale, 1991. Editors: Bennett, R.H., Bryant, W.R., Hulbert, M.H., Associated Editors: Chiou, W.A., Faas, R.W., Kasprowicz, J., Li, H., Lomenick, T., O`Brien, N.R., Pamukcu, S., Smart, P., Weaver, C.E., Yamamoto, T. Springer New York. 1991, 566 p. DOI: https://doi.org/10.1007/978-1-4612-4428-8
   Mondol, N.H., K. Bjorlykke, J. Jahren, and K. Hoeg, 2007, Experimental mechanical compaction of clay mineral aggregates - changes in physical properties of mudstones during burial: Marine and Petroleum Geology, v. 24, p. 289–311. DOI: https://doi.org/10.1016/j.marpetgeo.2007.03.006
   Nelson, H.P., 2009. Pore throat sizes in sandstones, tight sandstones and shale: AAPG, V. 93, no 3, 329-340 p. DOI: https://doi.org/10.1306/10240808059
   Neuzel, C.E., 1994, How permeable are clays and shales? Water Resources Research, vol. 30, no. 2 (February 1994), p. 145-150.
   Park A.F., 2009. Cleavages developed in mudstone during diagenesis and deformation: an example from the Carboniferous (Tournaisian), southeastern New Brunswick, Canada: Atlantic Geology 45 (2009), pp. 204–216. DOI: https://doi.org/10.4138/atlgeol.2009.010
   Passchier, C.W., Trouw, R.A.J., 2005. Microtectonics. Springer-Verlag Berlin Heidelberg, 366 p. DOI: https://doi.org/10.1007/3-540-29359-0
   Rouquerol, J., D. Avnir, C.W. Fairbridge, D.H. Everett, J.H. Haynes, N. Pernicone, J.D. F. Sing and K.K. Unger, 1994. Recommendations for the characterization of porous solids: Pure and Applied Chemistry, v. 66, p. 1739–1758. DOI: https://doi.org/10.1351/pac199466081739
   Rushing, J.A., 2014. Petrophysics of Shale Reservoirs: Understanding the rocks, pores, fluids and their interactions. AMU PETE 631 Lecture College Station, TX (USA) - 07 April 2014. 102 p. http://www.pe.tamu.edu/blasingame/data/z_zCourse_Archive/P631_14A/P631_14A_Lectures/P631_14A_Lec_xx_...
   Schieber, J., 2011. Shale microfabrics and pore development - An overview with emphasis on the importance of depositional processes, Recovery – 2011 CSPG CSEG CWLS Convention, 4 p.
   Schmoker J.W., 1995. Method for assessing continuous-type (unconventional) hydrocarbon accumulations, in Gautier D.L., Dolton G.L., Takahashi K.I, and Varens K.L., eds., 1995, 1995 National assessment of United States oil and gas resources – Results, methodology, and supporting data: U.S. Geological Survey Bulletin Data Series DDS-30, 1 CD-ROM.
   Syed A.A., Clark W.J., Moore W.R., Dribus J.R., 2010. Diagenesis and reservoir quality // Oilfield Review Summer 2010:22, no.2. – 14-27 p. https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/ors10/sum10/composite.pdf
   TXCO Resources, 2009, The emerging resource company, TXCO Resources: Howard Weil 37th Annual Energy Conference, New Orleans, March 22–29, 2009, 35. http://www.scribd.com/doc/20128412/The-Emerging-Resource-Company (accessed March 25, 2011)
   Van der Pluijm, B.A. & Kaars-Sijpesteijn, C.H., 1983. Chlorite-mica aggregates: morphology, orientation, development and bearing on cleavage formation in very low-grade rocks. Journal of Structural Geology, V.6, pp. 399-407.
   Van Sickel, W.A., Kominz, M.A., Miller, K.G., & Browning, J.V. (2004). Late Cretaceous and Cenozoic sea-level estimates: Backstripping analysis of borehole data, onshore New Jersey. Basin Research, 16(4), 451-465. DOI: https://doi.org/10.1111/j.1365-2117.2004.00242.x
   Vazquez M., L. Asebriy, A. Azdimousa, A. Jabaloy, G. Booth-Rea, L. Barbero, M. Mellini, F. Gonzalez-Lodeiro, 2013. Evidence of extensional metamorphism associated to Cretaceous rifting of the North-Maghrebian massive margin: The Tanger-Ketama Unit (External Rif, northern Morocco): Geologica Acta, Vol. 11, N3, September 2013, pp. 277-293. DOI: https://doi.org/10.1344/105.000001843
   Weaver C.E., 1984. Shale-Slate Metamorphism in Southern Appalachians Developments in Petrology. V. 10, 239 p.
   Winkler, H.G.F., 1974. Petrogenesis of Metamorphic Rocks. English editor E. Froese. Springer Study Edition, 3rd edition, Springer-Verlag, Berlin, Heidelberg, New York. 320 p.



Нефтегазовый потенциал и его освоение
Ответственный за рубрику – доктор геолого-минералогических наук А.М. Жарков
Статья № 32_2016 дата поступления в редакцию 31.07.2016 подписано в печать 28.09.2016
22 с.
pdf  Вариативность оценок углеводородного потенциала нефтегазовых систем
Обсуждается современный уровень оценок углеводородного потенциала нетрадиционных скоплений углеводородов. Рассматриваются подходы к оценке технически извлекаемых ресурсов углеводородов материнских толщ различных осадочных бассейнов, для чего используются расчеты, основанные на показателях выделенных нефтегазовых систем и их геохимических характеристик.

Ключевые слова: нефтегазовые системы, материнские толщи, технически извлекаемые ресурсы углеводородов, оценка углеводородного потенциала.
ссылка на статью обязательна Аверьянова О.Ю., Морариу Д. Вариативность оценок углеводородного потенциала нефтегазовых систем // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2016. - Т.11. - №3. - http://www.ngtp.ru/rub/6/32_2016.pdf
цифровой идентификатор статьи DOI https://doi.org/10.17353/2070-5379/32_2016
Литература

   Аверьянова О.Ю. Нефтегазовые системы сланцевых материнских формаций / Автореферат дис. ... канд-та геол.-минерал. наук: 25.00.12. – СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2015. - 24 с.
   Баженова Т.К. Битуминозные толщи России и оценка ресурсов УВ // Трудноизвлекаемые запасы и нетрадиционные источники углеводородного сырья. Проблемы, перспективы, прогнозы: сб. докладов конференции. – СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2015. - 1 CD-R
   Лопатин Н.В. Концепция нефтегазовых генерационно-аккумуляционных систем как интегрирующее начало в обосновании поисково-разведочных работ // Геоинформатика. - 2006. – № 3. – С. 101–120.
   Неручев С.Г., Вассоевич Н.Б., Лопатин Н.В. О шкале катагенеза в связи с нефтегазообразованием // Труды XXVсессии Международного геологического конгресса. Доклады советских геологов. Горючие ископаемые. – М.: Наука, 1976. – С. 42-62.
   Неручев С.Г., Смирнов С.В. Оценка потенциальных ресурсов углеводородов на основе онтогенеза // Теория и практика нефтегеологического прогноза: сб. статей. – СПб.: ВНИГРИ, 2008. – С. 7-26.
   Нефть и газ низкопроницаемых сланцевых толщ - резерв сырьевой базы углеводородов России / О.М. Прищепа, О.Ю. Аверьянова, А.А. Ильинский, Д. Морариу; под ред. О.М. Прищепы. - СПб.: ФГУП «ВНИГРИ», 2014. - 323 с. - Труды ВНИГРИ.
   Прищепа О., Аверьянова О. Нефтегазоносные сланцы Восточно-Европейской платформы // Oil&Gas Journal Russia. - 2014. - №1-2. - С. 48-52.
   Прищепа О.М. Комплексный способ количественной оценки ресурсов нефти и газа в зонах нефтегазонакопления // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2011. - Т.6. - №4. - http://www.ngtp.ru/rub/6/44_2011.pdf
   Прищепа О.М. Проблемы воспроизводства запасов углеводородов: арктический шельф и (или) трудноизвлекаемые запасы // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. – 2016. - №1-2. – С.18-34.
   Справочник по геохимии нефти и газа / Под ред. С.Г. Неручева. – СПб.: Недра, 1998. – 576 с.
   Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа. – М.: Мир, 1982. – 704 с.
   Ahlbrandt T.S., Charpentier R.R., Klett T.R., Schmoker J., Schenk C.J. Global Resource Estimates from Total Petroleum Systems / G. Ulmishek (eds.) // AAPG Memoir 86. - 2005. - 324 p.
   Al Duhailan M. Petroleum-expulsion fracturing in organic-rich shales: genesis and impact on unconventional pervasive petroleum systems. - Colorado School of Mines, 2014 – 227 р.
   Doust H. Sedimentary basin evolution and conventional and unconventional petroleum system development // Swiss bulletin for applied geology. - 2011. - V. 16/2. - PP. 57-62. DOI: http://dx.doi.org/10.5169/seals-327745
   EIA: World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment/ Report prepared for US Energy Information Administration by Advanced Resources International Inc., May, 17, 2013. URL: http://www.eia.gov.
   Meyer P.K. Shale source rocks a game-changer due to 8-to-1 resource potential // Oil & Gas Journal 05/07/2012. - http://www.ogj.com/articles/print/vol-110/issue-5/exploration-development/shale-source-rocks-a-game....



Ответственный за рубрику – доктор геолого-минералогических наук В.П. Якуцени
Статья № 19_2013 дата поступления в редакцию 15.05.2013 подписано в печать 10.06.2013
28 с.
pdf  Формация Баккен: геология, нефтегазоносность и история разработки
Описана нетрадиционная нефтегазосланцевая формация Баккен, расположенная в крупнейшем нефтегазоносном бассейне Уиллистон в Северной Америке. Представлены геологическая, геохимическая характеристики формации и нефтегазоносной системы Баккен-Лоджпол. Рассмотрена шестидесятилетняя история разработки формации Баккен. Благодаря внедрению в последнее десятилетие новых технологий горизонтального бурения с многостадийными гидроразрывами пласта добыча в низкопроницаемых низкопоровых коллекторах Баккена значительно возросла.

Ключевые слова: низкопроницаемый низкопоровый коллектор, нефтегазоносность, горизонтальное бурение, нефтегазоносная система, сланцы, формация Баккен.
ссылка на статью обязательна Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю., Высоцкий В.И., Морариу Д. Формация Баккен: геология, нефтегазоносность и история разработки // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. - Т.8. - №2. -http://www.ngtp.ru/rub/9/19_2013.pdf
цифровой идентификатор статьи DOI https://doi.org/10.17353/2070-5379/19_2013
Литература

   Высоцкий В.И. Есть ли будущее у сланцевого газа в России? // Нефть и жизнь. – 2011. - №4(64). – С. 10-11.
   Прищепа О.М., Аверьянова О.Ю. Роль нетрадиционных источников углеводородного сырья в минерально-сырьевой политике // Минеральные ресурсы России. Экономика и управление. - 2013. - №1 – С. 21-24.
   Clarc D., 2011. Bakken Formation sourced Oils beneath Stratex leased land in Sheridan contry, Montana: Report Geoval Consulting, LLC. Дата просмотра 6.12.2013 http://content.stockpr.com/stratex/media/e7cb18b055f68e436032f0a6d5f98892.pdf.
   DMR - North Dakota Industrial Commission, Department of Mineral Resources, Oil and Gas Division https://www.dmr.nd.gov/
   EIA - U.S. Energy Information Administration https://www.eia.gov/
   Flannery, J., and Kraus, J., 2006, Integrated analysis of the Bakken Formation: U.S. Williston Basin: American Association of Petroleum Geologists Search and Discovery Article No. 10105.
   IHS Energy Group, 2009, Petroleum Information/Dwights PetroROM, U.S. well production file on CD-ROM: Houston, Tex., IHS Energy Group.
   Jarvie, D.M., 2001. Williston Basin Petroleum Systems: Inferences from Oil Geochemistry and Geology// The Mountain Geologist, Vol. 38, No. 1 (January 2001), p 19-41.
   Mason J. Oil Production Potential of the North Dakota Bakken // Oil & Gas Journal February 10, 2012.
   Meissner, F.F. and Banks, R.B., 2000, Computer simulation of hydrocarbon generation, migration, and accumulation under hydrodynamic conditions – examples from the Williston and San Juan Basins, USA: American Association of Petroleum Geologists Search and Discovery Article #40179
   NASA дата просмотра 12/11/2012 http://eoimages.gsfc.nasa.gov/images/imagerecords/ 79000/79810/ bakken_vir_2012317.jpg
   Osadetz, K. G. and Snowdon, L. R., 1995. Significant Paleozoic petroleum source rocks, their distribution, richness and thermal maturity in Canadian Williston Basin, (southeastern Saskatchewan and southwestern Manitoba). Geological Survey of Canada, Bulletin 487, 60 p.
   Pitman, J.R., Price, L.C. and LeFever J.A., 2001. Diagenesis and Fracture Development in the Bakken Formation, Williston Basin: Implications for Reservoir Quality in the Middle Member. USGS Professional Paper, Report #P 1653, 19 p.
   Pollastro, R.M., Roberts, L.N.R., and Cook, T.A., 2011, Geologic assessment of technically recoverable oil in the Devonian and Mississippian Bakken Formation, chap. 5 of U.S. Geological Survey Williston Basin Province Assessment Team, Assessment of undiscovered oil and gas resources of the Williston Basin Province of North Dakota, Montana, and South Dakota, 2010: U.S. Geological Survey Digital Data Series DDS–69–W, 34 p.
   Price, L.C., Ging, T., Daws, T., Love, A., Pawlewicz, M., and Anders, D., 1984, Organic metamorphism in the Mississippian–Devonian Bakken Shale North Dakota portion of the Williston Basin, in Woodward, J., Meissner, F.S., and Clayton, J.L., eds., Hydrocarbon source rocks of the greater Rocky Mountain region: Rocky Mountain Association of Geologists, p. 83–133.
   Rogers Oil&Gas Consulting, March 2013 http://www.bgrodgers.com/
   Schmoker, J.W., and Hester, T.R., 1983, Organic carbon in Bakken Formation, United States portion of the Williston Basin: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 67, p. 2165–2174.
   Sonnenberg S.A., 2011. The Bakken Petroleum System of the Williston Basin: a Tight Oil Resource Play http://denverpetroleumclub.com/2011-05-12-Sonnenberg.pdf
   Surdam, R.C., Crossey, L.J., Hagen, E.S., and Heasler, H.P., 1989, Organic-inorganic interactions and sandstone diagenesis: American Association of Petroleum Geologists Bulletin, v. 73, p. 1–23.
   Sweeney, J.J., Gosnold, W.D., Braun, R.I., and Burnham, A.K., 1992, A chemical kinetic model of hydrocarbon generation from the Bakken Formation, Williston Basin, North Dakota: Lawrence Livermore National Laboratory Report UCRL-ID-112038, 57 p.
   University of North Dakota Energy & Environmental Research Center, 2013
   USGS. U.S. Geological Survey petroleum resource assessment of the Bakken Formation, Williston Basin Province, Montana and North Dakota. http://www.usgs.gov/?
   Webster, R.L., 1984, Petroleum source rocks and stratigraphy of the Bakken Formation in North Dakota, in Woodward, J., Meissner, F.F., and Clayton, J.L., eds., Hydrocarbon source rocks of the greater Rocky Mountain region: Denver, Colo., Rocky Mountain Association of Geologists, p. 57–81.
   Webster, R.L., 1987, Petroleum source rocks and stratigraphy of the Bakken Formation in North Dakota, in Peterson, J.A., Kent, D.M., Anderson, S.B., Pilatzke, R.H., and Longman, M.W., eds., Williston Basin; anatomy of a cratonic oil province: Denver, Colo., Rocky Mountain Association of Geologists, p. 269–286.



Ответственный за рубрику – доктор геолого-минералогических наук В.П. Якуцени
Статья № 3_2013 дата поступления в редакцию 28.11.2012 подписано в печать 16.01.2013
22 с.
pdf  Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти*
*Статья представлена на английском и русском языках.
Согласно прогнозам, несмотря на высокие цены на нефть, спрос на неё продолжит увеличиваться. В результате недостаточных поставок цены на нефть продолжат расти, а альтернатив промышленной добыче традиционной нефти, в отличие от газа, пока еще не найдено или они находятся на стадии экспериментов. Добыча нефти может быть увеличена за счет вовлечения в освоение нефтеносных сланцев, обнаруженных в мире в большом количестве. Для начала активной разработки нефтеносных сланцев необходима разработка эффективных технологий извлечения и резкое снижение себестоимости добычи на фоне не снижающихся цен.
Представлен обзор основных технологий добычи нефти из керогена нефтеносных сланцев путем пиролиза (нагревание, дистилляция). Существующие способы разработки нефтеносных сланцев технологически сложны и экономически не эффективны. Опыт прогресса в добыче сланцевого газа свидетельствует о возможности резкого ускорения в разработке инновационных технологий добычи и нефти в ближайшие годы. Это позволит перевести в кратчайшие сроки эксперименты в область промышленного использования. Затем на этой основе построить новую добывающую отрасль, которая, в свою очередь, сможет изменить баланс поставок на мировой рынок нефтяного сырья.

Ключевые слова: нефтеносные сланцы, нефть из сланцев, суммарное содержание органического углерода, Rock-Eval, оценка запасов керогена, метод Фишера, добыча и дистилляция, перегонка и извлечение в пласте, капсульное извлечение.
ссылка на статью обязательна Морариу Д., Аверьянова О.Ю. Некоторые аспекты нефтеносности сланцев: понятийная база, возможности оценки и поиск технологий извлечения нефти // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2013. - Т.8. - №1. -http://www.ngtp.ru/rub/9/3_2013.pdf
цифровой идентификатор статьи DOI https://doi.org/10.17353/2070-5379/3_2013
Литература

   AAPG-EMD, 2011 Oil shale committee semi-annual report, November 2011.
   Andrews, A., 2008, Development in oil shale, CRS Report for Congress, Service-Order Code RL34748.
   Annual Energy Outlook, 2009, U.S. Energy Information Administration - Official Energy Statistics from the U.S Government.
   Beckwith, R., Writter S., 2012, The tantalizing promise of oil shale, JTP online.
   Bordenave, M.L., 1993, Applied petroleum geochemistry, editions Technip, Paris, 524 p.
   Denning, D., 2012, Oil shale reserves: stinky water, sweet oil, daily reckoning, retrieved 03-09-2012.
   Downey M.W., Garvin, J., Lagomarsino, R.C., Nicklin D.F., 2011, Quick look determination of oil-in-place in oil shale resource plays, adapted for oral presentation at AAPG Annual Convention and Exhibition, Huston, Texas, USA, April 10-13, 2011.
   Dyni, J.R., 2006, Geology and resources of some world oil-shale deposits: U.S. Geological Survey Scientific Investigations report 2005-5294, 42 p.
   Dyni, J.R., Johnson R.C., 2006, Will oil shale be a major player? AAPG Explorer, v. 27, no. 5, p. 41, 39.
   EIA (U.S. Energy Information Administration), 2009, Focus released, AEO2009, 2 p.
   Hutton, A.C., 1987, Petrographic classification of oil shales, International Journal of Coal Geology 1987, Elsevier, vol. 8, p. 203-231.
   Inglesby, T., Jenks, R., Nyquist S., Pinner, D., 2012 Shale gas and tight oil: framing the opportunities and risks, McKinsey, New York City, 6 p.
   Jarvie, D., 2004, Evaluation of hydrocarbon generation and storage in the Barnett shale, Ft. Worth Basin, Texas, Special BEG/PTTC presentation 116 p.
   Johnson, H.R., Crawford P.M., and Bunger J.W., 2004, Strategic significance of America’s oil shale resource, v. 2, Oil shale resources, technology, and economics: U.S. Department of Energy Office of Naval Petroleum and Oil Shale Reserves, 57 p.
   Johnson, R.C., Mercier, T.J. a Self, J.G., 2010, An assessment of in place oil shale resources in the Green River Formation, Piceance Basin: U.S. Geological Survey Digital Data Series DDS-69-Y, chp.1, 197 p.
   Klett, T.R., Charpentier, R.R., 2006, FORSPAN Model Users Guide, U.S .Geological Survey Open-File Report 03-354.
   Laherrere, J.H., 2005, Review on oil shale data, September 2009, retrieved 10.10.2012.
   Laherrere, J.H., 2007, What’s wrong with reserves? Petroleum Africa, vol. 5, issue 2, p. 24-28.
   Miller, G.A., 2007, Some perspectives on various methods of oil shale extraction Piceance basin, Colorado, 27th Oil Shale Symposium Colorado School of Mines Colorado, 15 p.
   Qian J., Wang, J., 2006, International conference on oil shale: Recent trend in oil shale 7-9 November 2006, Amman, Jordan, 11 p.
   Randal, B., 2009, A Colorado viewpoint on the development of oil shale resources, Oil Shale Symposium Colorado School of Mines 19-21 October 2009.
   Red Leaf Resources, Inc Company site 2012.
   Schmoker, J.W., 1996, A resource evaluation of the Bakken Formation (Upper Devonian and Lower Mississippian) continuous oil accumulation, Williston Basin, North Dakota and Montana: The Mountain Geologist, v.33, no.4, p. 95-104.
   Schmoker, J.W., Klett, T.R., 2005, U.S. Geological Survey assessment concepts for conventional petroleum accumulation, U.S. Geological Survey digital data series DDS-69-D.
   Survey of Energy Resources, 2010, Oil shale commentary, World Energy Council, London.
   Taylor, O.G., 1987, Oil shale, water resources and valuable minerals of the Piceance Basin, Colorado –the challenge and choices of development , USGS Professional Paper -1310.
   U.S. Department for Energy, Resources – Fact sheet 2004, U.S. 2004, Office of Petroleum Reserves - Oil shale water. U.S. Department for Energy, 2005, Office of Petroleum Reserves-Oil shale resources, Fact sheet 2005.U.S.
   Yergin, D., 2012, Shale could redefine U.S. economy, UPI.com, 24.12.12, retr. 25.10.2012.



Ответственный за рубрику – доктор геолого-минералогических наук В.П. Якуцени
Статья № 51_2012 дата поступления в редакцию 23.04.2012 подписано в печать 27.09.2012
16 с.
pdf  Исследование скоплений углеводородов в породах фундамента*
*Статья представлена на английском языке.

Долгое время при постановке геологоразведочных работ пренебрегали коллекторами углеводородов в породах фундамента. Однако в различных регионах мира скопления нефти и газа в породах фундамента открыты и промышленно разрабатываются. Углеводороды могут аккумулироваться в интрузивных, эффузивных, метаморфических и катакластических породах фундамента с вторичной пористостью (тектонической и\или растворения). Катаклазиты (связанные с разломами породы, которые образуются при хрупких деформациях при высоких значениях давления) могут обладать высокой вторичной пористостью. Процесс образования катаклазитов играет важную роль в тотальной вторичной пористости деформированных пород фундамента. Наличие коллекторов нефти и газа в метаморфических и магматических породах является общепризнанным фактом; очевидно, наступило время принять и катакластические породы в качестве возможных коллекторов при постановке геологоразведочных работ.

Ключевые слова: коллекторы, углеводороды, коллекторы в фундаменте, изверженные породы, метаморфические породы, катаклазиты, приразломные породы, вторичная пористость, хрупкие деформации, геологоразведочные работы.
ссылка на статью обязательна Морариу Д. Исследование скоплений углеводородов в породах фундамента // Нефтегазовая геология. Теория и практика. – 2012. - Т.7. - №3. -http://www.ngtp.ru/rub/9/51_2012.pdf
Литература

   Aguilera, R. 1980. Naturally Fractured Reservoirs, Pennwell, Tulsa, OK, USA.
   Brodie, K. Fettes, D. Harte, B. & Schmidt, R. 2007. Structural terms including fault rock term. Recommendations by the IUGS Subcommission on the Systematics of Metamorphic Rocks. Web version of 01.02.07. http://www.bgs.ac.uk/scmr/docs/papers/paper_3.pdf
   Grynberg, M.E., Papava, D., Shengelia, M., Takaishvili, A., Nanadze, A. & Patton, D.K. 1993. Petrophysical characteristics of the Middle Eocene laumontite tuff reservoir, Samgori Field, Republic of Georgia. Journal of Petroleum Geology, 16, pp 312-322.
   Higgins, M.W. 1971. Cataclastic rocks. Prof. Pap. U .S. geol. Surv., p 687.
   Katahira, T. & Ukai, M. 1976. Petroleum fields of Japan with volcanic-rock reservoir –summary. In: Halbouty, M.T., Maher, J.C.& Lian, H.M. (eds). Circum – Pacific Energy and mineral Resources. American Association of Petroleum Geologists, Memoirs, 25, pp 276-279.
   Koning, T. & Darmono, F.X. 1984. The geology of the Beruk Northeast Field, Central Sumatra - oil production from pre-Tertiary basement rocks. Proceedings of the Thirteenth Annual Convention, May 29-30, 1984. Jakarta, Indonesia. Indonesian Petroleum Association, pp 385-406.
   Koning, T. 2007. Remember Basement in your Oil and gas Exploration: Exemples of producing Basement Reservoirs in Indonesia, Venezuela and USA. CSPG CSEG Convention, pp 319-321.
   Levin, L.E., 1995. Volcanogenic and volcanoclastic reservoir rocks in Mezozoic-Cenozoic island arcs: examples from the Caucasus and the NW-Pacific. Journal of Petroleum Geology, vol. 18, pp. 267-288.
   Landes, K.K., Ammoruzo, J.J., Charlesworth, L.J., Heany, F. & Lesperance, P.J., 1960. Petroleum resources in basement rocks. American Association of Petroleum Geologists, Bulletin 44, pp 1682-1991.
   Milnes G.A. & Corfu F. 2011. Structural Geology and Tectonic Evolution of the Sognefjord Transect, Caledonian Orogen, Southern Norway—A Field Trip Guide. GSA Field Guides, v. 19, pp 1-80.
   Narr, W., Schlechte, D.S. & Laird, B.T., 2006. Naturally Fractured Reservoir Characterization, Society of Petroleum Engineers, 115 pp.
   Nelson, R.A. 2001. Geologic analysis of naturally fractured reservoirs. Gulf Publishing Co.2nd. 332 pp.
   Norton, D. & Knapp, R. 1977. Transport phenomena in hydrothermal systems; the nature of porosity. American Journal of Science, 277, pp 937-981.
   P`an, C.-H. 1982. Petroleum in basement rocks. American Association of Petroleum Geologists, Bulletin, 66, pp 1597-1643.
   Patton, D.K. 1993. Samgori Field, Republic of Georgia: critical review of island-arc oil and gas. Journal of Petroleum Geology, 16, pp 153-168.
   Petroleum Agency SA, 2000. South Africa – Petroleum exploration opportunities. 24 pp
   Petford, N. & McCaffrey K. (eds) 2003. Hydrocarbons in crystalline rocks: an introduction. Geological Society, London, Special Publications, 214, pp 1-5.
   Sanders, C.A.E., Fullarton, L. & Calvert, S. 2003. Modelling fracture systems in extensional crystalline basement. Geological Society, London, Special Publications, 214, pp 221-235.
   Sibson, R.H. 1977. Fault rocks and fault mechanism. Geological Society, London. 133, pp 191-213.
   Sircar, A. 2004. Hydrocarbon production from fractured basement formations. Current Science, vol 87, n 2, pp 147-151.
   Smith, J.E. 1956. Basement reservoir of La Paz-Mara oil field, Western Venezuela. American Association of Petroleum Geologists, Bulletin, 40, pp 380-385.
   Schutter, S.R. 2003. Hydrocarbon occurrence and exploration in and around igneous rocks. Geological Society, London, Special Publications, 214, pp 7-33.
   Trinh, X.C. & Warren, J.K. 2009. Bach Ho Field a fractured granitic basement reservoir Cuu Long basin, Offshore SE Vietnam: A. Burried-hill play. Journal of Petroleum Geology, vol. 32. pp. 129-156.
   Uchida, T. 1992. Mode of occurrences of secondary porosities in volcanic rock reservoirs distributed along the west coast of the Northeastern Honshu Arc. International geological Congress, 29th, Abstracts with Programs, 19, n. 7, pp 876.
   Wang Yu-Hual, Zhang Ji-Guang & Zhang Hai-Jun. 2007. Reservoir characteristics and exploitation method of metamorphic rocks on Budate Group in Beier Rift of Hailaer Basin, Petroleum geology and oil field development in Doqing. 2007.02. http://en.cnki.com.cn/Article_en/CJFDTOTAL-DQSK200702006.htm
   Wise, D., Dunn, D., Engelder, J., Geiser, P., Hatcher, R., Kish, S., Odom, A. & Schamel, S. 1984. Fault related rocks : Suggestions for terminology. Geology, v.12, pp. 391-394.



Региональная нефтяная геология
Ответственный за рубрику – доктор геолого-минералогических наук В.Н. Макаревич
Статья № 22_2009 дата поступления в редакцию 18.06.2009 подписано в печать 30.06.2009
14 с.
pdf  Меловой комплекс - новый нефтегазоносный потенциал Восточной Грузии*
Сравнительный анализ условий нефтегазоносности на Северном Кавказе и в Картли–Верхнекуринском бассейне позволил с большей вероятностью прогнозировать наличие нефтегазоносности в карбонатном комплексе Картли–Верхнекуринского бассейна. Выявленные нефтяные и газовые месторождения Грузии расположены в двух межгорных осадочных бассейнах – Риони и Картли–Верхнекуринском на западе страны. Эти бассейны, соответственно, являются частями Черноморской и Каспийской нефтегазоносных провинций. Горные системы Большого Кавказа и Аджар-Триалета, осложненные многочисленными надвигами, являются северной и южной границами бассейнов. Нефтематеринские породы бассейна Риони представлены верхнеюрскими битуминозными глинами и карбонатами. Главные стадии миграции углеводородов осуществились в течении неокома и олигоцен-миоцена. Ловушки представлены антиклиналями, осложнёнными тектоническими нарушениями, а также резервуарами с литологическими и стратиграфическими экранами. Нефтематеринские породы Картли-Верхнекуринского бассейна представлены верхнеюрскими, верхнеэоценовыми и олигоценовыми глинами. Главная стадия генерации нефти в майкопской свите (олигоцен – нижний миоцен) началась в раннем плиоцене. В Грузии открыто восемнадцать нефтяных и газовых месторождений, включая пятнадцать месторождений в Картли–Верхнекуринском бассейне. Наиболее крупными из них являются Самгори–Патарзеули с начальными извлекаемыми запасами, оценёнными в 236 млн. барр. и Ниноцминда с запасами, оценёнными в 58 млн. барр. В ввиду высокой выработанности месторождений поиск залежей в слабоизученном верхнемеловом карбонатном комплексе может остановить быстрое сокращение выявленных запасов углеводородов в Грузии. Именно этот комплекс содержит большое количество залежей к северу от Кавказа. Компании CanArgo и Frontera, работающие в Грузии, начали бурение поисковых скважин и сейсмические исследования с целью уточнения перспектив верхнемеловых резервуаров. Получение притока высококачественной нефти и газа из первой поисковой скважины Манави 1 успешно подтвердило высокий потенциал этих отложений. Одновременно с оценкой Манави, компании проводят картирование новых поисковых объектов с использованием современных сейсмических технологий (2006 г.) и приглашают инвесторов для участия в бурении скважин.
Ключевые слова: нефтяная геология, тектоника, нефтегазоносный бассейн Риони, нефтегазоносный бассейн Куры, Терек-Каспийский бассейн, мезозой, кайнозой, Большой Кавказ.
ссылка на статью обязательна Морариу Д., Нуал В. Меловой комплекс - новый нефтегазоносный потенциал Восточной Грузии // Нефтегазовая геология. Теория и практика. - 2009. - Т.4. - №2. - http://www.ngtp.ru/rub/4/22_2009.pdf