авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 9 |

«МИНОБРНАУКИ РОССИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Ухтинский государственный технический ...»

-- [ Страница 3 ] --

Распределение первичных коллекторов, в первую очередь, связано с источником сноса, транспортировкой и аккумуляцией обломочного материала. Поэтому при прогнозе улучшенных коллекторов в ачимовских отложениях необходимо учитывать особенности палеоструктурного плана, существовавшего на момент формирования отложений. Зная преграды в палеорельефе и направления основных потоков, можно попытаться определить расположение зон формирования первичных коллекторов. Крупные структурные элементы I порядка – мегавалы, своды, мегапрогибы контролируют пути поступления и сноса терригенного материала, а с меньшими по размеру структурными элементами II – IV порядка связаны зоны концентрации зернового материала. Данные закономерности должны быть обязательно учтены при построении прогнозных карт зон размещения литологических резервуаров в составе клиноформных нефтегазоносных комплексов.

Особенно велико влияние эпигенетических преобразований пород на емкостные свойства коллекторов и экранирующие свойства покрышек. Именно вторичной цементацией и регенерацией минеральных зерен обусловлено появление зон цементации, а пористость частично или полностью связана с вторичной емкостью, образованной в результате растворения, коррозии зерен и цемента, перекристаллизацией и преобразования глинистой и зерновой составляющей. С развитием зон цементации и разуплотнения в значительной степени связана латеральная и вертикальная неоднородность коллекторов в ачимовских отложениях. Поэтому именно для ачимовского клиноформного объекта особенно важно установить факторы и закономерности развития эпигенетических процессов.

Библиографический список 1. Наумов А. Л. Об особенностях формирования разреза неокомских отложений Среднего Приобья. / А. Л. Наумов. Т. М. Онищук. Т. М. Биншток // Геология и разведка нефтяных и газовых месторождений Западной Сибири. – Тюмень, 1977. – С. 39- 2. Нежданов A. A. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири / А. А. Нежданов, В. А. Пономарев, [и др.]. – М, 2000. – 247 с.

3. Нефтегазоносные бассейны и регионы Сибири, вып. 2. Западно-Сибирский бассейн / А. Э. Конторович, В. С. Сурков, А. А. Трофимук [и др.], под ред. А. Э. Конторовича, Новосибирск, 1994. – 201 с.

4. Седаева K. M. О термине «клиноформа» // Бюл. МОИП. Отд. геология. 1989. Т. 64. Вып. 1.

С. 62- 5. Шиманский В. В. Моделирование и прогноз залежей УВ в неантиклинальных объектах юга Западно-Сибирского НГБ./ В. В. Шиманский, С. Ф. Хафизов // Пути реализации нефтегазового потенциала ХМАО. – Ханты- Мансийск, 2002. – 192 с.

УДК 550.8(470.13) Палинспастические реконструкции южной части Печоро-Кожвинского мегавала Кабалин М. Ю.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта В 2012 г. в филиале ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта в рамках работы, посвященной оценке ресурсного потенциала южной части Печоро-Кожвинского мегавала, выполнена переинтерпретация сейсморазведочных материалов МОГТ-2D с целью уточнения структурно-тектонической модели исследуемой территории и выявления нефтегазоперспективных объектов. Для изучения литолого-фациальных и тектонических условий формирования залежей УВ выполнены палинспастические реконструкции по трем сейсмогеологическим разрезам. Результаты палеореконструкций также использованы для проверки на сбалансированность исходных сейсмогеологических разрезов с целью повышения достоверности интерпретации сейсмических данных.

Район работ территориально расположен в Печорском районе Республики Коми.

Ближайший населенный пункт г. Печора – промышленный и транспортный узел, расположенный на р. Печоре. Согласно схеме тектонического районирования Тимано Печорской провинции основная часть площади работ находится в пределах Печоро Кожвинского мегавала, входящего в состав Печоро-Колвинского авлакогена, и лишь небольшая восточная часть площади относится к Среднепечорскому поперечному поднятию Предуральского краевого прогиба (рисунок 1). По нефтегазогеологическому районированию территория расположена в зоне сочленения Кыртаельско-Печорогородского НГР Печоро Колвинской НГО и Среднепечорского НГР Предуральской НГО (рисунок 1). На исследуемой территории проведен значительный объем геологоразведочных работ. Непосредственно в пределах площади исследований расположены Печорокожвинское, Западно Печорокожвинское, Западно-Печорогородское, Печорогородское, Кыртаельское, Южно Кыртаельское и Северо-Югидское.

Реконструкция разрезов выполнена с помощью модуля Transfer Flexural Slip программного продукта компании Paradigm GeoSec2D. Компьютерное структурно тектоническое моделирование с помощью программы GeoSec2D применялось специалистами филиала и ранее [1]. Программа зарекомендовала себя с положительной стороны как надежный инструмент объективного контроля качества проводимой структурной интерпретации материалов сейсморазведки и восстановления механизма формирования сильнодислоцированных областей осадочного чехла.

Рисунок 1. Обзорная схема: 1, 2 – границы тектонических элементов: надпорядковых (1) (ПКА – Печоро-Колвинский авлакоген, ИПС – Ижма-Печорская синеклиза, ПКП – Предуральский краевой прогиб), первого порядка (2) (ПКМ – Печоро-Кожвинский мегавал, СПП – Среднепечорское поперечное поднятие), 3 – железная дорога, 4 – контур участка работ, 5-7 – месторождения УВ: газонефтяные, нефтегазоконденсатные (5), газоконденсатные (6), нефтяные (7) Задача палинспастической реконструкции – восстановление тектонической и палеогеографической обстановки к определенному возрастному промежутку. При этом за основу принимается постулат о первично субгоризонтальном залегании пород в пределах реконструируемой территории, основанный на закономерностях строения и осадконакопления современных бассейнов седиментации.

На площади исследований интерпретаторами были уверенно привязаны и прокоррелированы шесть отражающих горизонтов (ОГ): IIIfm1 (нижняя часть кожвинских отложений D3fm1), IIId (подошва доманиковых отложений D3dm), IIItm? (подошва тиманских отложений (D3tm)), IIIdzr (подошва джьерских отложений (D3dzr) – кровля среднедевонских (дзельских) песчаников (D2dz)), IIIiz (верхи отложений изъельской свиты (D2iz)) и III (кровельная часть нижнедевонских отложений (D1)).

Для выполнения палинспастической реконструкции были выбраны наиболее представительные сейсмогеологические разрезы. Разрезы расположены вкрест простирания Печоро-Кожвинского мегавала: в северной (разрез А-А/), центральной (разрез Б-Б/) и южной (разрез В-В/) частях исследуемой территории (см. рисунок 1). Реконструкции выполнены к трем временным этапам геологического развития территории: к кожвинскому времени фаменского века (D3kg), к началу доманикового времени франского века (D3dm) и к началу дзельского времени живетского века (D2dz). Выбранным возрастным интервалам на сейсмогеологических разрезах соответствуют поверхности ОГ IIIfm1, IIId и IIIiz.

В раннем палеозое территории Печоро-Кожвинского мегавала соответствовал Печоро-Кожвинский палеограбен, представлявший собой внутриплитную рифтогенную структуру. Палеограбен образовался в западной части зоны сочленения Тиманского и Большеземельского мегаблоков складчатого метаморфического фундамента Тимано Печорской плиты. Территория палеограбена была ограничена рядом глубинных разломов в фундаменте. Эти разломы продолжали свою эволюцию в период с рифея до юры и предопределили современную структуру Печоро-Кожвинского мегавала. С запада мегавал ограничен зоной Припечорского разлома, с востока – зоной Печорогородского.

В период с начала среднего девона по фаменский век позднего девона происходило опускание территории (особенно западной части), связанное с продолжавшимся рифтогенезом, который в свою очередь являлся следствием процессов растяжения земной коры (рисунки 2-4). Прогибание палеограбена полностью компенсировалось аккумуляцией обломочного материала. Скорость осадконакопления достигала 200 м/млн лет. При этом коэффициент растяжения территории был равен 1,15. Характер распределения толщин отложений контролировался подвижками блоков фундамента по унаследованным разломам.

К кожвинскому времени фаменского века неравномерное прогибание отдельных блоков Печоро-Кожвинского палеограбена прекратилось, и его рельеф был полностью снивелирован. Для последующего верхнефаменско-турнейского этапа развития территории характерны отсутствие тектонической активности и мелководно-шельфовая обстановка осадконакопления в условиях общего погружения территории.

К концу визейского века приурочено начало инверсии территории, соответствовавшей Печоро-Кожвинскому палеограбену, и появлению Печоро-Кожвинского мегавала. Так как инверсия была обусловлена изостатической компенсацией, то максимальный подъем характерен для участков с наибольшими толщинами среднедевонских и доманиково-турнейских отложений (см. рисунки 2-4 (А)).

Рисунок 2. Сейсмогеологический (А) и палеотектонические (Б) разрезы по линии А-А/ Наряду с инверсией в перми-триасе территория мегавала подверглась тангенциальному сжатию со стороны Урала и приобрела современный структурный план (см. рисунки 2-4).

Рисунок 3. Сейсмогеологический (А) и палеотектонические (Б) разрезы по линии Б-Б/ Рисунок 4. Сейсмогеологический (А) и палеотектонические (Б) разрезы по линии В-В/ Выполненная палеотектоническая реконструкция иллюстрирует многоэтапную историю развития Печоро-Кожвинского мегавала, определившую его современное строение.

С помощью палеореконструкций прослежены стадии формирования нефтегазоперспективных структур и структур в пределах открытых месторождений УВ.

Библиографический список 1. Ходневич О. Л. Компьютерное структурно-тектоническое моделирование в программе Paradigm GeoSec для контроля качества интерпретации сейсмических данных на примере центральной части гряды Чернышева / О. Л. Ходневич, Л. В. Мелькова // Рассохинские чтения: материалы межрегионального семинара (3-4 февраля 2011 года) / под ред.

Н. Д. Цхадая. – Ухта: УГТУ, 2011. – С. 146-151.

УДК 550.834.53:551.24(470.13) Емкостной потенциал девонских песчаников южной части Кыртаельско Печорогородского нефтегазоносного района Мартынов А. В., Вишератина Н. П., Попова Е. В.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта В пределах Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района продуктивными являются песчаники, встречающиеся в среднедевонском и франском интервале разреза. В нефтегазоносном отношении песчаники приурочены к двум нефтегазоносным подкомплексам. Стратиграфический объем первого из них принят в составе среднего девона и яранского (в областях его присутствия) горизонта верхнего девона, второго – в объеме джьерского, тиманского и саргаевского горизонтов верхнего девона.

По комплексу геологических и промыслово-геофизических данных песчаники образуют регионально выдержанные или имеющие зональное распространение пласты, являющиеся объектами поисков скоплений УВ.

На рассматриваемой территории основные залежи в поддоманиковом разрезе девона выявлены в пограничных среднедевонско-нижнефранских отложениях. Вместе с тем, небольшие по размерам залежи установлены на ряде месторождений в верхнечикшинской подсвите и изъельской свитах старооскольского надгоризонта среднего девона.

Песчаники верхнечикшинской подсвиты, залегающей в основании старооскольского надгоризонта, генетически являются мелководно-шельфовыми. Об их коллекторских возможностях свидетельствуют притоки воды в скв. 41-Северная Кожва и в скв. 23-Западно Печорогородская. В скв. 25-Печорогородская из верхнечикшинских коллекторов после перфорации в колонне получена газонефтяная смесь дебитом 1,8 м3/сут. В скв. 8 Кыртаельская верхнечикшинские коллекторы содержат газированную нефть. Керном отложения охарактеризованы слабо. Практически весь керн плотный, из 645 исследованных образцов, только четыре имеют кондиционные значения (КпКпгран и КпрКпргран). Средние значения пористости по керну составляют 1,5 %, проницаемости – 0,6·10-15м2. По четырем проницаемым образцам керна пористость варьирует в пределах 6,7-9,1% (среднее – 7,8%), проницаемость – 1,8-15,1·10-15м2 (среднее – 5,7·10-15м2). По данным геофизических исследований скважин (ГИС) общая пористость коллекторов изменяется от 5,5 до 17 %.

Основная часть из них относится к классу среднеемких. Эффективные толщины изменяются от 0,6 м до 8,2 м, суммарные – от 5,6 до 28,8 м.

Коллекторы выявлены и в средней части старооскольского надгоризонта – изъельской свите. Они представлены светло-серыми, кварцевыми песчаниками, образовавшимися в периоды низкого стояния относительного уровня моря. Об их емкостном потенциале свидетельствуют приток газированной нефти с фильтратом в скв. 23-Западно Печорогородская, притоки минерализованной воды в скв. 26-Печорокожвинская.

Коллекторы присутствуют в скважинах на Северо-Югидском, Кыртаельском, Печорогородском месторождениях. Фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) отложений изъельской свиты изучены на 852 образцах керна (из них проницаемых 137 определений).

Емкостное пространство коллекторов, в основном, представлено порами. Отдельные открытые микротрещины какое-либо заметное влияние на емкость коллекторов не оказывают, они могут являться дополнительными путями фильтрации и увеличивать их проницаемость. Преобладают (около 60 % образцов) мелкозернистые песчаники с размером зерен 0,1-0,25 мм, с незначительным содержанием тонко- (менее 0,1 мм) и среднезернистого (0,25-0,5 мм) материала. Содержание пелитовой фракции (менее 0,01 мм) изменяется от 0, до 13 % и составляет в среднем 3,5 %. В песчаниках в основном развит цемент пленочно поровый, регенерационно-контактовый, порово-пленочный, островной, базально-поровый.

Содержание карбонатного цемента низкое, изменяется от 0 до 14,3 %, составляя в среднем 1,6 %. По составу цемент глинисто-битуминозный, гидрослюдисто-каолинитовый, кварцевый, кальцитовый.

Как и в отложениях верхнечикшинской подсвиты, преобладает плотный непроницаемый (или слабопроницаемый) керн, величина которого в общем объеме вынесенного керна достигает 60-80 %. Пористость по керну колеблется в пределах 0,1 15,6%, в породах-коллекторах – 6,0-15,6 %. Газопроницаемость изменяется в широком диапазоне от 0,06 до 81610-15м2, в проницаемых песчаниках – от 0,98 до 81610-15м2, остаточная водонасыщенность в представительных образцах варьирует в пределах 3,5-25, %. По данным ГИС коллектора представленными, в основном, небольшими по толщине пропластками (от 0,6 до 4,8 м), суммарная эффективная величина которых изменяется от 1, м, до 17,2 м. Пористость выделенных пропластков коллекторов изменяется от 5,4 до 13,5 %.

И все же основные запасы УВ всех известных месторождений в поддоманиковом нефтегазоносном комплексе сосредоточены в старооскольско-джьерских отложениях.

По совокупности геолого-геофизических, литологических, фациальных закономерностей и толщинам в характере распределения песчаников в разрезе и по площади в южной части Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района (включая прилегающие площади) в старооскольско (дзельско-)-джьерской части выделено два типа разрезов.

Первый тип характерен для разрезов Лыжско-Кыртаельского вала. Его особенностью является развитие преимущественно песчаной, генетически единой толщи, стратиграфически объединяющей дзельскую свиту и нижнюю часть джьерского горизонта. Первый тип разреза установлен на Кыртаельской, Югидской и Северо-Югидской площадях, толщины здесь составляют 160-180 м. Коллекторами являются мономинеральные кварцевые песчаники с гранулярной пористостью.

Второй тип разреза характерен для Печорогородской ступени. Толщина дзельской свиты изменяется от 60 м до 120 м, что обусловлено блоковым строением исследуемой территории и является особенностью поддоманикового комплекса. Коллекторами являются мономинеральные кварцевые песчаники. В отличие от монотонной толщи, характерной для разрезов первого типа, песчаники здесь относительно расслоены.

В скв. 1 - Припечорская дзельская часть представлена песчаниками, алевролитами, аргиллитами, причем наиболее выдержанные песчаные прослои сосредоточены в верхней части свиты. Особенностью песчаников в этом разрезе является сильное их уплотнение с окремнением, образованием кварцевого регенерационного цемента, что объясняется образованием их в условиях постоянного прогибания.

Освещенность керном отложений дзельско-джьерского возраста довально высокая.

ФЕС изучены на 3496 образцах, из них проницаемых 2085 образцов. Мономинеральные кварцевые песчаники обоих типов разреза разнозернистые. В составе обломочной части преобладает кварц (95-100 %), подчиненное значение имеют обломки кварцитов, кремния и полевых шпатов. Из акцессорных минералов присутствует турмалин, лейкоксен, циркон;

из аутигенных – пирит, сидерит. Зерна кварца угловатые, удлиненные, полуокатанные и окатанные, иногда с трещинками, заполненными пузырьками жидкости, газа и чешуйками хлорита. При общем незначительном содержании цемента, в основном развит цемент уплотнения, регенерационный кварцевый, поровый и порово-глинистый хлорит серицитового состава. Содержание карбонатного цемента, в основном, низкое, изменяется от 0 до 14,3 %, составляя в среднем 0,66 %. Пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 4,6-17,4 %. Преобладают породы с открытой пористостью 10-14 %. Средние значения изменяются от 8,1 до 10,1 % (таблица 1).

Таблица Характеристика коллекторов по керну Зап.- Печорог Печорок Месторожде- Северо кожви ородско ожвинск Югидское Кыртаельское ния Югидское нское е ое Тип разреза II I II II I I Параметры D2dz D2dz+D2dzr1 D2dz D2dz D2dz+D2dzr D2dz+D2dzr Газ/ Газ/нефть/ Газ/ Газ/ Газ/ нефть/ Газ/ нефть/ вода нефть/ нефть/ вода нефть/вода вода вода вода Гра- 0,25- - - -/-/ 2,1(1)/ - / 10,6(43)/5,2 6,5(30) / нуло- 0,10 мм 2,4(1) - (12)/ - 7,4(170) метр / 8,1(78) ичес- 0,1- - - 48(1)/ - / 81,2(4)/ - 74,3(44)/79,2 74,3(34)73,7( кий 0,05 мм 61,7(1) /- (12)/ - 5) соста /76,1(92) в, % 0,05- - - 43,4(1)/ 14,7(4)/ - 11,9(45)/10,2 17,3(34)/13, 0,01 мм -/ /- (12)/ - (207)/11,6(92) 10,5(1) менее - - 8,6(1)/- / 5,2(4)/ - / 2,8(44)/4,7(12 13(34)/5,7(205) 0,01 мм 4,8(1) - )/ - /4,2(92) Проницаемост - 51,4* (57) ** 20,9(27) 64,2(17)/ 68,1(408)/69,5 36,9(123)/89, ь по воздуху, /37,8( /61,5 / - / 1(1) -/- (160)/25,6(41) (589)/80,8(169) 110-15м2 8)/- (193)/40,6( 9) Пористость, % - 9,2(57)/9,1(2 7,8(75)/ 9 (18) / - 9,0(411)/9,3 9,5(125)/10,5( /8,6(8) 07)/8,1(161) - / 6,3(1) /- (176)/8,7(41) 18) /- /8,1(187) Остаточная -/-/- 16,4(57)/15,5 21,6(8)/ 10,6(8)/ - 14,2(36)/16,1 33(10)/18,2(72) водонасыщен- (53)/16,7(59) -/- /- (7)/11,5(6) /19,3(30) ность, % Карбонатность - / - / 3,2(207)/ 3,0(72)/ 3(14) / - / 0,6(393)/0,5 0,7(32)/,% 3,9(8)/ 1,5(87) - / 0,6(1) - (133)/2,9(80) 0,8(169) - /0,7(79) Примечание: * Среднее значение параметра, ** Число образцов Газопроницаемость проницаемых песчаников изменяется в широких пределах от 0, до 81610-15м2, карбонатность – от 0,2 до 10,4 % (среднее – 1,9 %). Остаточная водонасыщенность изменяется в пределах от 3,3 до 36,1%.

Анализ полученных данных показывает, что в кровле среднего девона по данным керна преобладают средне- и, в меньшей степени, высокоемкие коллекторы. Наиболее высокими ФЕС обладают пласты-коллекторы на Кыртаельском и Югидском месторождениях (первый тип разреза). Максимальные значения пористости в них достигает 11,1 и 17,8 %, проницаемости – 626 и 73310-15м2.

Сравнительная характеристика коллекторских свойств для разных типов разрезов приведена на рисунке 1. Коллекторы в разрезе первого типа обладают улучшенными ФЕС.

По данным ГИС пористость коллекторов изменяется от 4,3 до 16,7 %. Средние значения эффективной толщины и общей пористости приведены в таблице 2.

Таблица Характеристика коллекторов по ГИС Западно- Печоро Северо Западно Печоро Месторожден Печоро- - - Югидс Кыртаельс Печорогород кожвинс ия кожвинс городс Югидс кое кое ское кое кое кое кое Тип разреза II II II II I I I Параметры/ Газ/ Газ/ Газ/ Газ/ Газ/ Газ/ нефть Газ/ нефть зона УВ нефть нефть нефть нефть нефть Средняя 16,6/12, 24.7/37. 46,5/17, эффективная -/24,4 -/32,6 20,5/8,8 20,0/ 8 6 толщина, м Средневзвеше нная -/9,4 -/8,7 7,7/7,0 8,3/8,6 8.5/9 9,7/8,9 8,1/9, пористость по ГИС, % Для сравнительного анализа коллекторских возможностей изучаемой толщи на рассматриваемых площадях были рассчитаны параметры, характеризующие степень неоднородности отложений и ФЕС (коэффициент песчанистости, расчлененности, средние значения эффективной толщины, пористости, комплексного параметра – Кпхhэф. и др.), которые подтверждают сделанный выше вывод. Пример распределения некоторых параметров приведен на рисунке 2. Для коллекторов первого типа характерны самые высокие коэффициенты песчанистости (0,5-0,7), эффективные толщины (среднее значение 71,5 м) и самые высокие значения комплексного параметра Кпхhэф (среднее значение – 657).

I – первый тип разреза (месторождения Кыртаельское, Северо-Югидское, Югидское);

II – второй тип разреза (месторождения Печорогородское, Печорокожвинское, Западно Печорокожвинское, Западно-Печорогородское, Припечорская площадь).

Рисунок 1. Распределение пористости и проницаемости для коллекторов различных типов старооскольско-джьерского разреза Таким образом, песчаная толща в обоих типах разреза, в целом, характеризуется хорошими и высокими фильтрационно-емкостными показателями. Но в разрезах второго типа породы характеризуются более низкими коэффициентами песчанистости, меньшими значениями эффективных толщин, повышенной расчлененностью и др., оставляя приоритет за одновозрастными толщами в разрезах первого типа Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района.

1-Кыртаельское;

2-Северо-Югидское;

3- Печорокожвинское;

4- Печорогородское;

5-Западно-Печорогородское;

6-Западно-Печорокожвинское;

7-Припечорская Рисунок 2. Распределение hэф, Кпесч, Кп·hэфд для различных типов старооскольско джьерского разреза Джьерский горизонт (нижняя часть) в разрезах Печорогородской ступени представлена чередованием песчаников, алевропесчаников, алевролитов и аргиллитов, толщиной около 140 м. Коллекторами являются разнозернистые песчаники. Преобладают средне- (60-65 %) и мелкозернистые (20-25 %) разности. Доля крупнозернистых разностей невелика – 0,5 % (сравнительно ниже, чем в отложениях D2dz). Содержание пелитовой фракции изменяется от 4,8 до 15 % и составляет в среднем 8,5 %, что несколько выше, чем в D2dz. Пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 6,0-11,0 %, преобладают породы с открытой пористостью 7-9 %. Средние значения составляют: 8,1 % для Печорогородского, 8,5 % для Печорокожвинского и 7,4 % для Западно-Печорогородского месторождений. По газопроницаемости породы неоднородны, преобладают низкопроницаемые коллекторы с Кпр 110-15м2. Средние значения газопроницаемости варьируют в пределах 2,6-25,410-15 м2. Карбонатность пород-коллекторов изменяется от 0, до 25,4 %, среднее значение – 2,1 %. Характерно присутствие коллекторов различных классов, наиболее высокоемкие распространены на Печорокожвинском месторождении, хотя по проницаемости они уступают коллекторам Западно-Печорогородского месторождения.

По данным ГИС пористость коллекторов изменяется от 5,0 до 16 %.

Средневзвешенные значения пористости в продуктивной части варьируют в пределах 8,7 10,5 %, средние суммарные эффективные толщины изменяются от 4,5 м (Западно Печорогородское месторождение) до 29,6 м. (Печорокожвинское месторождение).

На рисунке 3 приведено сопоставление значений hэф, Кпесч. Кпхhэф для отложений нижнего джьера рассматриваемых месторождений и площадей. Как следует из приведенных данных, лучшими ФЕС обладают коллекторы Печорокожвинском месторождении.

Условные обозначения см. на рисунок Рисунок 3. Распределение hэф, Кпесч, Кп·hэфд для нижнеджьерских отложений Джьерский горизонт (верхняя часть). В целом породы представлены ритмичным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов и их промежуточных разностей – глинистых песчаников и алевролитов. Освещенность керном слабая. В пределах Печорогородской ступени преимущественно развиты мелкозернистые песчаники, размер зерен изменяется от 0,02 до 0,3 мм (преобладает фракция 0,1-0,2 мм). Они характеризуются пониженной проницаемостью и высокой остаточной водонасыщенностью. Пористость в коллекторах по данным керна изменяется от 7,8 до 13,4 %;

проницаемость – от 0,1 до 10,0·10 15 м,(среднее– 2,7·10-15м2), остаточная водонасыщенность – от 14,7 до 72,3 %, среднее значение – 30,0 %. Коллекторские свойства месторождений Лыжско-Кыртаельского вала несколько выше. Пористость колеблется в пределах 5,7 – 15,1 %, преобладают породы с открытой пористостью 7-9 %. Средние значения составляют 10,7 – 11,7 %. Газопроницаемость изменяется от 0,1 до 80,210-15 м2, 70 % образцов имеют проницаемость менее 210-15 м2, средние значения пород-коллекторов – от 10,7 до 24,810-15 м2. Проницаемость пород с неоднородной внутренней структурой, в основном, зависит от того, сколько и какие поровые каналы (с каким радиусом пор) участвуют в фильтрации. Незначительный объем пород с большим радиусом предопределяет низкую проницаемость рассматриваемых отложений.

По данным ГИС коллекторы выделены на Северо-Югидском, Западно Печорокожвинском, Югидском и Кыртаельском месторождениях. Суммарная толщина коллекторов изменяется от 0,6 м до 11,6 м, пористость – от 4,2 до 20,9 %. В целом же по причине неоднородности самого разреза верхней пачки джьерского горизонта, выделенные в ней коллекторы принадлежат различным классам от низкоемких до высокоемких. Наиболее высокие фильтрационные свойства характерны для коллекторов Лыжско-Кыртаельского вала.

Тиманско-саргаевские отложения представлены переслаиванием алевролитов, песчаников, аргиллитов, известняков. Особенностью разреза изучаемой территории является его опесчаненность, что проявляется в присутствии песчаных линз не только на тиманском уровне, но даже в исконно глинисто-карбонатном саргаевском горизонте. Керном разрез изучен слабо (представительных определений 58). Основная масса песчаных пород – это тонко-мелкозернистые кварцевые и олигомиктовые песчаники и алевропесчаники с размером зерен от 0,04 до 0,3 мм. В обломочном материале, помимо кварца (65-93 %), присутствуют полевые шпаты (до 15 %), микрокварциты, чешуйки слюды, турмалин, хлорит, аутигенный карбонат, циркон. Цементация происходит преимущественно за счет уплотнения и взаимного срастания кварцевых зерен. Встречается карбонатный (базально-порового типа) и глинистый (порово-пленочного типа) цементы. В цементе наблюдаются примазки битума.

Коллекторы обладают низкими ФЕС. Пористость изменяется от 5,9 до 9,6 %, проницаемость – от 0,1 до 6,610-15 м2, остаточная водонасыщенность – от 32,8 до 97,1 %.

По данным ГИС в тиманско-саргаевских отложениях коллекторы выделены на Северо-Югидском, Кыртаельском и Югидском месторождениях. Суммарная эффективная толщина на Северо-Югидском НГКМ изменяется от 2,0 м до 8,3 м. Пористость коллекторов изменяется от 8,7 до 11,6 %. Испытания в колонне проведены в интервалах 3157,4-3173 м (скв. 6) 3149-3156, 3098-3107 м (скв. 1) из которых получены промышленные притоки конденсатного газа. На Кыртаельском и Югидском месторождениях эффективные толщины пластов-коллекторов изменяется от 0,8 до 9,8 м, пористость – от 5,9 до 11,7 %.

Таким образом, проведенными исследованиями установлено, что развитие коллекторов подчинено определенной зональности, которая в целом согласуется с тектонической. Сравнительный анализ самих коллекторов показал, что они обладают разными свойствами.

Для зоны I типа разреза коллекторы с лучшими свойствами (высоко-среднеемкие) установлены в пределах Лыжско-Кыртаельского вала. К ним относятся верхнечикшинско изъельские, дзельско-нижнеджьерские и верхнеджьерские песчаники среднего и верхнего девона.

II тип разреза, охватывающий Печорогородскую ступень, характеризуется развитием преимущественно среднеемких коллекторов в отложениях дзельской свиты среднего девона.

Коллекторы в нижней части джьерского горизонта характеризуются хорошими и высокими фильтрационно-емкостными показателями, но отличаются от своих одновозрастных аналогов в разрезах Лыжско-Кыртаельского вала пониженными коэффициентами песчанистости, меньшими значениями эффективных толщин, повышенной расчлененностью и др.

Коллекторы в верхней пачке джьерского горизонта, по причине неоднородности самого разреза, принадлежат различным классам, но, преобладают низко- и среднеемкие.

В отдельную зону следует отнести тектонический блок в районе скв. 1-Припечорская, в разрезе которой коллекторы установлены только в дзельских отложениях, джьерские образования представлены плотными породами.

Тиманские коллекторы, хотя они и содержат флюиды, относят к низкоемким. Скорее всего, это не совсем заслуженно, так как эта часть разреза исторически слабо охарактеризована керном и, возможно, недоизучена.

УДК 550.834.53:551.24(470.13) Особенности формирования приразломных ловушек южной части Кыртаельско Печорогородского нефтегазоносного района Мартынов А. В., Воробьева Л. Ф., Ходневич О. Л., Журавлева Ю. А.

Филиал ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в г. Ухта Кыртаельско-Печорогородский НГР в соответствии с нефтегазогеологическим районированием Тимано-Печорского седиментационного бассейна расположен в западной части Печоро-Колвинской НГО. В пределах исследуемой территории продуктивными являются практически все нефтегазоносные комплексы (НГК) – среднедевонско-франский терригенный, доманиково-турнейский карбонатный, нижне-средневизейский терригенный, средневизейско-нижнепермский карбонатный и верхнепермский терригенный – за исключением среднеордовикско-нижнедевонского карбонатного.

Основные запасы УВ-сырья сконцентрированы в среднедевонско-нижнефранском терригенном НГК, коллекторские толщи которого сложены преимущественно кварцевыми песчаниками старооскольского надгоризонта среднего девона и джьерского горизонта верхнего девона. Региональным флюидоупором для залежей УВ служат глинисто карбонатные образования тиманского и саргаевского горизонтов верхнего девона. Роль локальных покрышек выполняют межпластовые глинистые пачки в основании нижнего франа и в среднем девоне.

Промышленная нефтегазоносность комплекса в границах Кыртаельско Печорогородского НГР установлена на Северо-Кожвинском, Южно-Кыртаельском, Югидском, Южно-Лыжском, Кыртаельском, Северо-Югидском, Южно-Лиственичном, Печорокожвинском, Западно-Печорокожвинском, Печорогородском и Западно Печорогородском месторождениях. Все открытые месторождения являются многозалежными, а выявленные в их пределах залежи пластовыми, сводовыми, нередко тектонически экранированными и литологически ограниченными.

В соответствии со схемой тектонического районирования осадочного чехла ТПП Кыртаельско-Печорогородский НГР расположен на юге Лыжско-Кыртаельского вала и Печорогородской ступени, входящих в состав Печоро-Кожвинского мегавала – крупной инверсионной структуры, осложняющей западный борт Печоро-Колвинского авлакогена, сформированного в центральной части Тимано-Печорской эпибайкальской плиты.

Геологическое развитие Печоро-Кожвинского мегавала состоит из нескольких генетически разнородных этапов, определивших его современный облик. На раннепалеозойском этапе эволюции мегавал представлял собой грабенообразный палеопрогиб, ведущую роль в генезисе которого играли разломы складчатого фундамента (преимущественно нормальные сбросы, возможно, с глубиной переходящие в листрические разрывы), разбивающие его на ряд ступенчатых блоков, занимающих разновысокое гипсометрическое положение. На протяжении среднедевонско-турнейского этапа развития интенсивно прогибавшийся Печоро-Кожвинский палеограбен являлся основной областью аккумуляции обломочного материала, который практически полностью компенсировал прогибание. В его пределах, несмотря на неоднократные перерывы в осадконакоплении и связанные с ними размывы, постоянно накапливались существенно более мощные толщи осадков, чем в обрамляющих приподнятых структурах. При этом характер распределения толщин отложений контролировался подвижками блоков фундамента по унаследованным разломам дорифейского заложения. В герцинский этап произошла инверсия тектонических движений (интенсивное прогибание сменилось восходящими движениями), прерываемая кратковременными погружениями отдельных блоков, обусловившая образование Печоро Кожвинского валообразного сооружения в очертаниях, близких к современным.

Окончательное формирование мегавала как положительной структуры завершилось в альпийский этап развития.

В современном структурном плане Печоро-Кожвинский мегавал выражен в виде крупной положительной структуры I порядка, ориентированной в северо-западном направлении. Вдоль его западного борта сформированы три кулисообразно сочленяющихся инверсионных вала «тиманского» направления – Лебединский, Мутноматериковый, Лыжско Кыртаельский (с севера на юг). Западные крылья валов контролируются разломами Припечорской системы, выраженными в осадочном чехле в виде взбросов. Особенностью строения валов являются единство простираний, ассиметрия (западные крылья более крутые, восточные – более пологие), линейно вытянутые формы и инверсионный характер развития.

Вдоль восточного борта мегавала образованы Печорогородская и Нялтаюская ступени, ограниченные с востока и юго-востока узкой крутой флексурой, переходящей с глубиной в разлом, четко выраженный в зоне сочленения мегавала с Большесынинской впадиной.

Лыжско-Кыртаельский вал представляет собой вытянутую в северо-западном направлении на расстояние порядка 160 км при ширине 20 км инверсионную структуру, осложненную группой локальных поднятий, расположенных на разных гипсометрических уровнях и не объединенных общим цоколем. Шарнир вала погружается в юго-восточном направлении на 1,5 км. В осевой части вала, на сводах большинства структур, наблюдаются последовательные выходы на дневную поверхность отложений верхнего девона, карбона и перми. Следует обратить внимание на то, что для структур вала характерен ряд общих признаков: относительно крупные размеры, брахиформность, асимметричное строение (крутые, оборванные разрывами западные крылья и более пологие восточные), резкое несоответствие структурных планов по верхним и нижним горизонтам осадочного чехла, что свидетельствует об их инверсионном происхождении. Наиболее крупными структурами вала являются Кыртаельское и Южно-Кыртаельское поднятия.

Печорогородская ступень представляет собой моноклиналь, вытянутую в северо западном направлении на расстояние порядка 100 км при ширине 14-20 км, разбитую серией тектонических нарушений на блоки и осложненную рядом приразломных структур, среди которых наиболее крупными являются Печорокожвинская и Печорогородская.

Длительная и сложная история геологического развития Печоро-Кожвинского мегавала в целом, а также Лыжско-Кыртаельского вала и Печорогородской ступени в частности, обусловили разнообразие структурных элементов, образованных в результате активной тектонической деятельности, связанной с крупными периодами структурной перестройки на территории Тимано-Печорского седиментационного бассейна.

Комплексный анализ результатов глубокого бурения с сейсмическими данными позволил выявить особенности формирования приразломных ловушек южной части Кыртаельско-Печорогородского нефтегазоносного района.

Главная структуроформирующая роль в строении рассматриваемой площади принадлежит дизъюнктивной тектонике, определившей ее архитектурный облик. Наиболее дислоцирован нижнедевонско-франский интервал разреза, в котором выделены тектонические нарушения преимущественно сбросового типа. Сбросовая составляющая деформаций подчеркивается элементами грабен-горстового строения. Многие из разрывов имеют непосредственную связь с дислокациями фундамента. Доминирующее направление нарушений – северо-западное.

В плане системы нарушений и оперяющие их сколы разбивают территорию на разновысокие, в основном, линейные блоки преимущественно северо-западной ориентировки, в совокупности формирующие «клавишную» систему, состоящую из грабенов, полуграбенов и горстов со сложной архитектурой внутреннего пространства, ступенчато погружающихся в восточном направлении. В пределах тектонически ограниченных блоков сформированы приразломные структуры.

По структурно-тектоническим особенностям рассматриваемую территорию можно разделить на Кыртаельскую и Печорогородскую зоны, расположенные в границах Лыжско Кыртаельского вала и Печорогородской ступени, соответственно. Каждая из выделенных зон характеризуется своим набором структурных парагенезов: Кыртаельская – преимущественным сочетанием грабенов и горстов, Печорогородская – сочетанием горстообразного поднятия и инверсионных структур (Печорогородская, Западно Печорогородская).

Печорогородская структурно-тектоническая зона включает Печорогородскую, Западно-Печорогородскую и Северо-Припечорскую структуры, разделенные между собой узкими грабенообразными прогибами.

Печорогородская структура представляет собой вытянутое в северо-западном направлении трехкупольное антиклинальное поднятие. Наиболее высокое гипсометрическое положение среди куполов занимает северный купол, осложненный разрывными нарушениями северо-западной ориентировки, вертикальная амплитуда смещения по которым составляет 20-60 м. Клиновидно сходящиеся в плане разрывы формируют на восточном крыле структуры погруженный блок, в пределах которого наблюдается увеличение толщин дзельско-тиманских образований, зафиксированное в скв. 14, 17 Печорогородские. С запада купол ограничен субпараллельными нарушениями, контролирующими прогиб, отделяющий Печорогородскую структуру от Западно Печорогородской.

Западно-Печорогородская структура представляет брахиантиклиналь северо западного простирания, осложненную тектоническими нарушениями. Разрывы сбросовой кинематики амплитудой 20-40 м, прослеженные вдоль крыльев структуры, разбивают ее на три блока – юго-западный, центральный и юго-восточный.

Следует отметить, что Печорогородская и Западно-Печорогородская структуры принадлежат к числу инверсионных структур, возникших в прибортовой части Печоро Кожвинского мегавала.

Северо-Припечорская приразломная структура морфологически выражена в виде антиклинального поднятия северо–западного направления, ограниченного на западе сбросом, амплитуда вертикального смещения пород по которому изменяется от 40 до 80 100 м. Следует отметить, что Северо-Припечорская структура расположена в тектонически ограниченном блоке, характеризующемся сокращенными толщинами терригенных средне верхнедевонских образований по отношению к соседним блокам (рисунок 1).

С запада Печорогородская структурно-тектоническая зона контролируется грабенообразным прогибом, отделяющим ее от Кыртаельской структурно-тектонической зоны. Внутреннюю часть грабенообразного прогиба осложняет Южно-Высоцкая структура, сформированная вдоль его западного борта. В геоморфологическом отношении Южно Высоцкая приразломная структура представляет собой антиклинальное поднятие, вытянутое в северо-западном направлении, ограниченное на западе сбросом, амплитуда вертикального смещения пород по которому изменяется от 120-260 м по дзельско-джьерским образованиям до 40-140 м по тиманско-доманиковым. Северная периклиналь структуры разбита дизъюнктивами на блоки.

Для Кыртаельской структурно-тектонической зоны характерны линейно вытянутые в северо-западном направлении блоки, образующие грабен-горстовую систему. В составе Кыртаельской зоны кроме крупной одноименной структуры выделены Высоцкая структура, Рисунок 1. Временной разрез вкрест простирания Печоро-Кожвинского мегавала расположенная в пределах горстообразного поднятия, а также Восточно-Кыртаельская структура, сформированная в относительно погруженном блоке.

Кыртаельская структура, являясь наиболее морфологически выраженным структурным элементом, представляет собой крупную брахиантиклинальную складку северо-западного простирания, разбитую системой тектонических нарушений на линейные блоки. Структура впервые выявлена в виде асимметричной брахиантиклинали северо-запад ного простирания каплевидной формы с широким замыканием на северо-западе и узким, несколько вытянутым на юго-востоке, по верхнедевонским отложениям в результате проведения геологической съемки. Длина ее по выходам девонских отложений на поверхность составляет 26 км, ширина 10-12 км. Юго-западное крыло складки крутое (углы падения 23-400), северо-восточное – пологое (углы падения 4-80). Ядро складки сложено верхнедевонскими (усть-печорский горизонт среднефаменского подъяруса) породами, по периферии окаймленными последовательно сменяющимися каменноугольными и пермскими образованиями.

По данным сейсморазведочных исследований в среднедевонско-нижнефранском интервале разреза выделены разрывные нарушения северо-западного простирания, разбивающие Кыртаельскую структуру на узкие тектонические блоки, занимающие разное гипсометрическое положение и влияющие на распределение залежей УВ. Амплитуда вертикального смещения пород по отдельным дизъюнктивам достигает 160 м.

Восточно-Кыртаельская приразломная структура расположена в сброшенном тектоническом блоке, с востока примыкающем к крылу Кыртаельской структуры, с запада – к блоку Высоцкой структуры. В геоморфологическом отношении структура представляет собой вытянутое в северо-западном направлении антиклинальное поднятие, тектонически-ограниченное с запада серией дизъюнктивов, амплитуда вертикального смещения пород по которым изменяется от 40 до 100 м.

Выполненные палеореконструкции позволили проанализировать изменения во времени морфологии основных структурных элементов. В раннем палеозое и позднем девоне западная часть исследуемой территории, соответствующая в современном структурном плане Лыжско-Кыртаельскому валу, находилась в области интенсивного погружения с накоплением мощной толщи осадков. На фоне общего погружения отдельные участки в разные промежутки времени испытывали разнонаправленные вертикальные движения. На протяжении практически всего девонского времени современная Северо-Припечорская структура была выражена в виде палеоподнятия. Современные Восточно-Кыртаельская и Высоцкая структуры впервые проявились в виде палеоподнятий по поверхности среднедевонских отложений к началу доманикового и тиманского времени, соответственно.

Современная Южно-Высоцкая структура на всем протяжении своего развития осложняла западный борт палеопрогиба. Современные Печорогородская и Западно-Печорогородская структуры до раннефаменского времени представляли собой палеопрогибы, в пределах которых, начиная с джьерского времени, наметились палеокупола. В виде локальных палеоподнятий данные структуры стали формироваться в раннефаменское время. В визейско-артинский этап произошла инверсия тектонических движений (интенсивное прогибание сменилось восходящими движениями), в результате которой сформировалась морфология вышеперечисленных структурных элементов в очертаниях, близких к современным.

Таким образом, многоэтапная история развития Печоро-Кожвинского мегавала определила его современное строение, особенности осадконакопления и закономерности развития природных резервуаров. Следует отметить, что при формировании Печоро Кожвинского мегавала максимальной инверсии подверглись наиболее погруженные участки среднедевонской и доманиково-турнейской палеовпадин, а также узкие краевые зоны палеовпадины в тех местах, где происходило «выдавливание» блоков.

УДК 553.98 (479.24) Генетическое и морфологическое особенности формирования неструктурных ловушек Южно-Каспийской впадины Мухтарова Х. З.

«Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия», г. Баку Подавляющая часть известных открытий месторождений УВ в мире, как по их числу, так и запасам, связана с антиклинальными ловушками. Однако, известны также промышленные скопления нефти и газа неантиклинального типа, связанные со стратиграфически- и литологически-экранированными ловушками, с рифовыми постройками, эродированной поверхностью эффузивных пород и кристаллического фундамента, зонами дробления пород и т. д.

Анализируя итоги исследований проводящихся в Южно-Каспийском прогибе, можно придти к выводам, что структурно-стратиграфические ловушки отложений продуктивной толщи формировались, в результате трансгрессивного залегания или прислонения их на размытой поверхности глинистых образований понтического и более древних ярусов миоце на. Структурно-стратиграфические ловушки в палеоген-миоценовых отложениях формиро вались, в результате размыва песчаных горизонтов в приподнятых частях антиклинальных и моноклинальных структур и трансгрессивным перекрытием их глинами понтического яруса.

Структурно-литологические ловушки сформировались в результате внутриформационного выклинования или глинизации песчаных горизонтов палеоген-миоцена и продуктивной тол щи в крыльевых частях антиклинальных и приподнятых частях моноклинальных структур.

Литологические ловушки образовались непосредственно в процессе осадконакопления, пу тем перекрытия и замещения глинами баровых, шнурковых и линзообразных песчаных тел, формировавшихся в прибрежных зонах Южно-Каспийского бассейна, в руслах, дельтовых равнинах и дельтах Палеоволги, Палеокуры и др. мелких рек.

Согласно классификациям месторождений нефти и газа [1], в зависимости от типа ре зервуаров они подразделяются на класс слоистых и литологических, и в зависимости от морфологических особенностей ловушек на классы: структурных, стратиграфических и литологических. На Абшеронском полуострове известны факты обнаружения комбиниро ванных (структурно-стратиграфических и структурно-литологических) скоплений нефти и газа в калинской (КаС), подкирмакинской (ПК) и кирмакинской (КС) свитах нижнего отдела ПТ. В Куринской центриклинали Южно-Каспийской впадины широко распространены не структурные ловушки конседиметационного налегания, связаные с дифференцированным прогибанием внутреннего шельфа и выклиниванием отложений на перифериях мелководного плиоценового бассейна.

В процессе осадконакопления формирование резервуаров пластового типа завер шается перекрытием песчано-алевролитовых коллекторов глинами. Наблюдаемые тектони ческие разрывы, осложняют структуры, и играют как положительную роль, способствуя сохранению залежей, так и отрицательную - разрушая ранее сформировавшиеся залежи нефти и газа. Роль разрывов зависит от времени образования и характера их, от степени раздробленности и трещиноватости затронутых ими отложений, а также от амплитуды сме щения. По степени сложности разрывов группа сводовых ловушек подразделяется на ослож ненные, слабо осложненные и неосложненные подгруппы. В Южно-Каспийской впадине выявлены нефтегазовые месторождения, осложненные разрывами. К подгруппе слабо осложненных месторождений, которые осложнены разрывами с небольшой амплитудой, однако не разделены на самостоятельные блоки, могут быть отнесены месторождения южной части площади Зиря, сформировавшиеся в балаханской свите, свите «фасиля» и в низах ПТ (рисунки 1а, 1б).

Ловушки, осложненные разрывами и большая часть сформировавшихся в них место рождений разделена на тектонические блоки разной направленности. Тектонические блоки, возникшие в части таких месторождений ограничены со всех сторон разрывами (Дарвин кюпеси, НГП Гарачухур, КС Гала, КаС Гарабаглы, I-VII и др. участки).

Рисунок 1. Ловушки связанные с тектоническим экраном:

a) Структурная карта по кровле калинской свиты площади Зиря, расчлененной на блоки.;

б) Поперечный геологический профиль площади Зиря;

в) Месторождение Нефт Дашлары, расчлененные на тектонические блоки продольными и радиальными разрывами;

г) Месторождения верхних горизоньов ПТ площади Галмаз, тектонически-экраниро ванные плоскостью разрыва;

д) Месторождения IV,V горизонтов ПТ площади Коргез Гызылтепе тектонически-экранированные взбросовыми разрывами;

ж) Месторождения майкопской свиты площади Умбаки, тектонически-экранированные надвиговыми разрывами.

Месторождения, расположенные в периклинальных частях некоторых антикли нальных структур, находятся в ловушках, тектонически-экранированных разрывами широтного направления. Примерами таких месторождений могут служить месторождения подкирмакинской свиты северо-западной переклинали структуры Гала, калинский, подкирмакинский и кирмакинской свит юго-восточной периклинали площади Нефт Дашлары, песчанистые горизонты верхов ПТ северо-западной периклинали структуры Мишовдага (рисунок 1в).

Тектонически-экранированные ловушки и сформировавшиеся в них месторождения образуются на крыльях антиклинальных зон, моноклиналях и локальных поднятиях, ограниченных разрывами. В зависимости от залегания пластов тектонически-экранирующей поверхности или падения их в обратном направлении, от угла падения, месторождения подразделяются на следующие подгруппы: сбросовые, взбросовые и надвиговые.

Ловушки, экранированные сбросовыми разрывами, образуются на крыльях антикли нальных зон, в результате сильного бокового сжатия. Например, газовые месторождения I-III горизонтов ПТ северного крыла Галмазской антиклинали и нефтяные месторождения VII горизонта северо-восточного крыла антиклинали Гарасу (рисунок 1г).

Следует отметить, что в некоторых случаях в результате изменения направления поверхности разрыва и угла падения пластов по их простиранию, изменениям в отдельных блоках, месторождение сбросового типа, может перейти в месторождение взбросового типа.

Например, месторождения VII и VIII горизонтов ПТ северо-восточного крыла антикли нальной зоны поднятий Кянизадаг-Сангачал-дениз-о.Дуванный-о.Хара-Зиря, месторождения удаленного погружения восточного крыла антиклинали Сураханы-Гарачухур-Зых. В антиклинальных зонах, где наиболее активно происходили тектонические движения тангенциального направления, ловушки, экранированные разрывами надвигового типа возникли в результате замены разрывов взбросового типа на разрывы надвигового типа. В зонах складчатости Шабандаг-Шубаны-Локбатан-Пута, Коргез-Гызылтепе, антиклинальной зоне Дарвин кюпеси-о.-Пираллахи-Гюрган-дениз Абшеронского полуострова и Абшеронского архипелага тектонически-экранированные ловушки в структурах, осложненных разрывами надвигового типа, сформировались над и под поверхности разрыва (рисунок 1д).


Тектонически экранированные месторождения VIII, VII, VI и V горизонтов ПТ распо ложены над и под поверхностью регионального надвигового разрыва, осложняющего присводовую часть южного крыла Локбатанской антиклинали, а VIII горизонта ПТ на восточном крыле Шубанской антиклинали. Тектонически экранированные месторождения кирмакинской и подкирмакинской свит северо-восточного крыла структуры Гюргян-дениз и Южной структуры о. Пираллахи расположены на поверхности надвига. А на северо восточном крыле структуры о. Чилов тектонически-экранированные месторождения наряду с вышеуказанными, присутствуют и в калинской свите. Месторождения верхних песчаных горизонтов Майкопской свиты площади Умбаки также расположены на поверхности разлома надвигового типа (рисунок 1ж).

Рисунок 2. Ловушки сформированные под несогласно залегающей поверхностью.

а) Донгузлуг;

б) Глыч;

в) ловушки стратиграфического типа, сформированные над несогласно залегающей поверхностью низов ПТ;

г) стратиграфические ловушки, образованные над несогласно залегающей поверхностью глин понтического яруса песчаных горизонтов калинской свиты ПТ;

д) Заливообразное стратиграфическое месторождение, образованное в отложениях калинской свиты площади Гала.

Ловушки структурно-стратиграфического класса, образуются в зонах соприкос новения коллекторских пластов стратиграфических комплексов с непроницаемыми пластами, залегающими над и под региональной и локальной несогласно залегающей поверхностью. Ловушки и расположенные в них месторождения этого класса подразделяются на следующие группы: ловушки и месторождения расположенные над и под несогласно залегающей поверхностью. Первая группа месторождений образуется в результате перекрытия коллекторских пластов, залегающих под поверхностью размыва, более молодыми глинистыми стратиграфическими комплексами, а вторая группа – в результате залегания или прислонения коллекторских пластов, залегающих над поверхностью, на нижележащие непроницаемые пласты.

Если в образовании ловушек первой группы основным фактором является стратиграфиически несогласное залегание коллекторских пластов, то на образование ловушек второй группы, наряду со стратиграфическими факторами оказывают влияние и литологические факторы, что выражено заменой в зоне выклинивания пластов-коллекторов глинами небольшой мощности. Более правильным было бы отнести их к группе литостратиграфических ловушек. К ловушкам, расположенным под несогласно залегающей поверхностью относятся ловушки, сформированные в бортовых частях Южно-Каспийской впадины, которые образовались в результате перекрытия песчаных горизонтов палеоцен миоцена глинистыми отложениями понтического яруса и плиоцена. К этим ловушкам и месторождениям, сформировавшихся в них, относятся Восточный Адживели, Донгузлуг, Гарабазар, Кафтапан Юго-Восточного Гобустана и северное крыло Гарадагской антиклинали и Северная Гарадагская антиклиналь, которая осложняет всю структуру (рисунок 2а, 2б). К ловушкам, расположенным над несогласно залегающей поверхностью относятся ловушки, образованные в результате трансгрессивного залегания песчаных отложений ПТ Абшерон ского полуострова, Абшеронского архипелага и юго-западного борта Нижнекуринской впа дины на отложения понтического яруса, миоцен-палеогена, а также на размытую поверхность меловых отложений (рисунок 2в).

Стратиграфические ловушки, образовавшиеся, в результате прислонения базисных го ризонтов ПТ Абшеронского полуострова и Абшеронского архипелага к размытой поверхности миоцена, расположены на крыльях отдельных антиклинальных поднятий, направленных более глубокие синклинальные впадины, и где выявлены нефтегазовые и газоконденсатные месторождения промышленного значения. К ним относятся месторождения, сформировавшиеся в ловушках, возникших в результате прислонения подошвы глинистых горизонтов кирмакинской свиты Нефт Дашлары, ПК свиты площадей Кехня Гала и Палчыг Пилпиляси, КаС, КС площадей Сулутепе-Шабандаг-Ясамальской долины и Бинагади-Чахнагляр (рисунок 2г).

Нижние горизонты ПТ юго-западного борта Нижнекуринской впадины выявлены методом ОГТ сейсморазведки, а нефтегазоносность в достаточной степени изучена поисково-разведочным бурением: в образовании стратиграфически и литологически экранированных ловушек заливообразного строения Хашимханлы, Муганлы, Сарханбейли, Акчала, Хырмандалы значительную роль играет осложнение поверхности размыва оврагами, т. е. палеогеографические условия (рисунок 2д).

Формирование литологических ловушек зависит от физико-географических условий бассейна осадконакопления. К этим ловушкам относятся литологически замкнутые со всех сторон, литологически выклиневанные, связанные с рифогенными образованиями, которые встречаются и с единичными и с группой рифов, и ловушки образовавшиеся в результате перекрытие проницаемых пород асфальтом. Литологически замкнутые ловушки в связи условиями их образования имеют следующие разновидности: ловушки связанные с аккумулятивными песчаными образованиями, развитыми вдоль прибрежных частей палеоморей, с аккумулятивными песчаными образованиями палеодельт и с участками повышенными коллекторскими свойствами, образовавшимися в результате процессов диагенетического преобразования пород. Большая часть ловушек относящихся этому типу состоят из массы песчано-алевритов различного генетического и морфологического типа, накопившейся в абиссальных зонах и континентальных склонах (турбидит) дельта-шельфо вых зон, дельтовых равнинах, образованных руслах палеорек. В зависимости от палеотекто нических условий, в которых накапливались эти массы, они делятся на структурно-литологи ческие и литологические. В зависимости от глинистости или выклинивания песчаных горизонтов, возникших в результате прибрежных и данных течений, к своду антиклинальных структур, находившихся в конседиметационном развитии, структурно-литологические ловушки формируются в результате выклинивании или глинизацией коллекторских пластов.

К первым относятся ловушки и расположенные в них месторождения, образовавшиеся в ре зультате выклинивания песчаных горизонтов абшеронского, акчагыльского ярусов юго-за падного крыла поднятий Кюровдаг, Галмаз, Хыдырлы-Бяндован, песчаного горизонта калинской свиты площади Говсаны, V и VII горизонтов ПТ площади Дуванны. Ко вторым относятся ловушки, образовавшиеся в результате глинизации надкирмакинской песчаной свиты площадей Гушхана, Гарадаг, Бинагади. Следует отметить, что часто выклинивание песчаных горизонтов сопровождается их глинизацией, литологическим ограничением в нап равлении поднятия – раздвоение, разветвление, выклинивание песчаных коллекторов.

Линзообразные коллекторы, в которых произошла повсеместная замена глинами, также являются ловушками, благоприятными для накоплении нефти и газа. К этому классу относятся шнурковые, баровые, линзовидные и литологические ловушки различной формы, образованные песчано-алевролитовыми массами. Такой тип ловушек образовался в ПТ в результате интенсивного опускания, а также быстрого расширения, прибрежнего потока и деятельности волн. Шнурковые, баровые и др. типы литологических ловушек образовались в абиссальной равнине, континентальном склоне авандельты Палеоволги Абшеронского архипелага, Абшеронского полуострова и северной части Бакинского архипелага в результате повсеместного ограничения песчаных масс глинами, а Нижнекуринской впадине в дельтовой равнине Палеокуры в результате частой смены русла ее рукавов. Эти ловушки принимают участие в строении антиклинальных структур, сформировавшихся в результате конседиментационного развития складок в ПТ и более интенсивного их развития в четвертичном периоде.

а б Рисунок 3. Неструктурные ловушки различного типа: а - барьерные рифы, оползни, турбидиты на краю Туранской плиты (Средний Каспий);

б - дельтовый конус выноса.

Все эти исследования доказывают, что поиски неструктурных ловушек в ЮКВ ныне становится более актуальной проблемой, т. к. разведки и выявления месторождений, связанных с ловушками антиклинального типа по известным причинам постепенно завершается. Как известно, в нижнеплиоценовое время происходило последовательное рас ширение границ Южно-Каспийского бассейна, сопровождавшееся высокими скоростями накопления дельтовых осадков. Это благоприятствовало фациальным изменениям в пространстве, формированию угловых и стратиграфических несогласий и т. д., а в итоге ши рокому развитию здесь различных форм стратиграфиических и литологических ловушек (региональные и локальные зоны выклинивания, клиноформы, древние русла реки, песчаные бары, линзы и т. д.). Этот факт подтверждается и обобщением многолетних данных сейсмических исследований проводимых в Южно-Каспийском бассейне, которые свидетельствуют о существовании различных типов неструктурных ловушек. По ряду сейсмостратиграфических критериев в осадочном чехле ЮКБ выделяются седимен тационные тела, связанные с турбидитными потоками, обвалами, оползнями и конусами выноса. Погребенные более молодыми глинистыми образованиями, эти трехмерные тела могут образовать прекрасные ловушки для скопления углеводородов (рисунок 3а). Конусы выноса могут занимать огромные площади (рисунок 3б).

Рисунок 4. Неструктурные ловушки, связанные с аккумулятивными и седиментационными телами в речной долинея Палеоволги.

Рисунок 5. Временной разрез проходящий через Абшеронской впадины.

В южной краевой части Скифско-Туранской платформы на сейсморазрезах субширот ных профилей хорошо выделяются врезы речной долины Палеоволги (рисунок 4) в пределах мелового и палеогенового сейсмокомплексов, которые заполнены обломочными образова ниями в плиоценовое время. Неструктурные ловушки образовались за счет заполнения отри цательные формы рельефа.


На сейсморазрезах Северо-Абшеронского района выделяются положительные аккумуля ционные формы в дельтовом комплексе Палеоволги. Кроме этого, в регионе распространены ловушки связанные банками, карбонатными массивами, барьерными и краевыми рифами.

Рифы сильно выделяются и по литологии и по морфологии от окружающей ее среды, что позволяет точно определить их местонахождения при их поиске (рисунок 5).

В пике MZ комплекса предпологаются ловушки связанные с рифом.

AnSK, AbSK–антропогеновый и абшеронский сейсмокомплекс;

Pl1SK–ранне плиоценский сейсмокомплекс;

Mi-OlSK–миоцен-олигоценовый сейсмокомплекс;

YSK–юр ский сейсмокомплекс;

Pl1SH–нижне-плиоценовый сейсмогоризонт;

Pl1-K2SH–нижне палеоген- верхне-меловые отложения;

K1-Y3SH–нижне-меловые-верхне-юрские отложения Распространение массивных ловушек биогенного происхождения (рифов) наблююда ется и в западной части региона. Выявленные рифовые ловушки в Абшеронской низменнос ти, в основном, связаны с дробленым рельефом мезозойского фундамента, а рифы, сформи ровавшиеся на площади Мюсюслю-Гарабуджаг, не подверглись резким изменениям (рисунок 6), т. к. в первом случае наблюдается резкое угловое и стратиграфическое несогласие, а во втором стратиграфический разрез относительно плавный.

Рисунок 6. Площадь Мюсюслю-Гарабуджаг. Сейсмические временные разрезы погребенных массивных образований биогенного происхождения Исследования показали, что с морфологической точки-зрения массивно-рифогенные ловушки могут быть схожими, а по генетически совершенно разного происхождения, что может быть отнесено и к ловушкам любого другого типа.

Библиографический список:

1. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа Предкавказья и Азербайджана / А. А. Али-заде, А. К. Алиев, С. Г. Надиров [и др.]. – Москва: Недра, 1976.

том V. – 191с.

2. Гаджиев Ф. М. Стратиграфические и литологические ловушки юго-западного борта Нижнекуринской впадины и оценка перспектив их нефтегазоносности / Ф. М. Гаджиев // АНХ.

– 1982. – № 4. – С. 9-14.

3. «Геология Азербайджана», «Нефть и газ», «Nafta-Press», 2008.

4. Гулиев И. С. Нефтегазоносность Каспийского региона. / И. С. Гулиев, Д. Л. Федоров, С. И. Кулаков – Баку: «Nafta-Press», 2009. – 408 с.

5. Керимов В. Ю. Поиски и разведка залежей нефти и газа в стратиграфических и литологических ловушек / В. Ю. Керимов. – М: «Недра», 1987;

6. Керимов В. Ю. К методике поисков и разведки стратиграфических и литологических залежей нефти и газа в Азербайджане / В. Ю. Керимов // Изв. Вузов, Сер. Нефть и газ. – 1981. – №7. – С. 11-15.

7. Керимов В. Ю. Перспективы поисков стратиграфических и литологических залежей нефти и газа в Азербайджане. / В. Ю. Керимов, Б. М. Авербух. – Баку: Элм, 1982.

УДК 550.8. Анализ результатов ГРР по РК средствами информационных и геоинформационных систем Овчаров Д. Л., Хозяинова Т. В., Бедарева Н. А.

Открытое акционерное общество «Тимано-Печорский Научно-исследовательский Центр»

(ОАО «ТП НИЦ») г. Ухта ОАО «ТП НИЦ» традиционно ведет работы по анализу результатов геолого разведочных работ на нефть и газ в Республике Коми и обеспечивает государственные органы РК сведениями о ходе и результатах ГРР.

Целью ГРР является обеспечение сырьевой базы нефтегазодобывающей отрасли путем простого воспроизводства запасов УВС промышленных категорий.

Решение задачи воспроизводства должно реализовываться на следующих направлениях работ: увеличение объемов поисковых работ с целью открытия новых месторождений, сосредоточение поисковых работ на нефть и газ в ноых зонах нефтегазонакопления, подготовка промышленных запасов нефти и газа на перспективных структурах в районах нефтегазодобычи и прилегающих к ним территориях, доизучение разрабатываемых и подготовленных к разработке месторождений нефти и газа.

Основными видами работ для решения этих задач - являются: бурение, геофизические исследования, научно-исследовательские работы.

Анализ результатов ГРР включает в себя базовые показатели эффективности ГРР достигнутые за выделенный промежуток времени. Отчет о результатах анализа содержит большой объем сведений о лицензионных участках, недропользователях.

Сбор данных ведется группой мониторинга ГРР, к которым поступают данные от недропользователей о ходе работ по строительству и бурению скважин, результаты опробований и испытаний, проведенных сейсморазведочных работах, НИР и прочих. Данные представлены в виде текста, таблиц и необходимым объемом графики.

Задача указанной работы – анализ результатов ГРР – выполняется для государственных органов РК, создаваемым 5 раз в год отчетом. Однако возникает вопрос, насколько быстро сможет уполномоченный руководитель найти в отчете информацию о том, какие сейсморазведочные или иные работы ГРР, в каком объеме проводились в том или ином регионе РК, какие недропользователи должны были их провести в рамках лицензионного соглашения, но не провели, сколько скважин пробурено в текущем году, а сколько запроектировано, на каких из скважин получен приток, каков его объем, где находятся эти скважины и т. п.? Каждый из этих вопросов требует проработки существенной части текста отчета, поиска по таблицам, обращения к картографическому материалу, и иногда даже производства расчетов. Таким образом, представляющий значительную ценность реестр сведений о результатах ГРР за год, каковым является отчет – не может обеспечить оперативности предоставления этих сведений.

В связи с вышесказанным, руководством ОАО «ТП НИЦ» были поставлены следующие задачи:

1) разработка новой формы представления сведений о результатах ГРР, которая стала бы дополнением к традиционной (и более полной) форме представления в виде отчета о результатах ГРР и позволила бы получать необходимые сведения оперативно.

2)разработка автоматизированного инструмента сбора данных и, отчасти, формирования отчета.

В настоящей работе рассматривается первая из задач (разработка новой формы представления сведений о результатах ГРР).

Собственно требований к указанной новой форме было всего несколько:

1)она должна давать возможность визуального, картографического представления данных;

2) должна отвечать на широкий круг вопросов о ГРР;

3) должна быть простой в использовании;

4) не должна требовать использования каналов связи.

Указанные требования накладывают существенные технологические ограничения на выбор средства решения задачи. Это должна быть ГИС (требуется картографическое представление данных), это должна быть настольная ГИС (нельзя использовать каналы связи, следовательно источник данных неотделим от системы), интерактивность должна быть по возможности реализована в рамках стандартного функционала ГИС (система должна быть простой в использовании, т. е. интерфейс системы не должен требовать дополнительного изучения).

Выбор был сделан в пользу ArcView GIS, поскольку она отвечает всем указанным требованиям, а также в силу того, что она используется на предприятии уже несколько лет и все подготавливаемые ОАО «ТП НИЦ» ГИС-проекты делаются с ее помощью. Таким образом, новая форма представления результатов анализа ГРР – это ГИС-проект выполненный средствами ArcGIS на основе карты фонда структур и месторождений.

ГИС – это современная компьютерная технология для картирования и анализа объектов реального мира, также событий, происходящих на нашей планете. Эта технология объединяет традиционные операции работы с базами данных, такими как запрос и статистический анализ, с преимуществами полноценной визуализации и географического (пространственного) анализа, которые предоставляет карта. Эти возможности отличают ГИС от других информационных систем и обеспечивают уникальные возможности для ее применения в широком спектре задач, связанных с анализом и прогнозом явлений и событий окружающего мира, с осмыслением и выделением главных факторов и причин, а также их возможных последствий, с планированием стратегических решений и текущих последствий предпринимаемых действий.

Любая географическая информация содержит сведения о пространственном положении, будь то привязка к географическим или другим координатам, или ссылки на адрес, нефтегазогеологическое или тектоническое районирование, идентификатор площади или лицензионного участка, название реки и т. п. При использовании подобных ссылок для автоматического определения местоположения или местоположений объекта (объектов) применяется процедура, называемая геокодированием. С ее помощью можно быстро определить и посмотреть на карте где находится интересующий объект - конкретное местророждение УВ, группа скважин пробуренных на определенной площади или же новые сейсмопрофиля.

ГИС может работать с двумя существенно отличающимися типами данных векторными и растровыми. В векторной модели информация о точках, линиях и полигонах кодируется и хранится в виде набора координат X,Y. Местоположение точки (точечного объекта), например, буровой скважины, описывается парой координат (X,Y). Линейные объекты, такие как дороги, реки или трубопроводы, сохраняются как наборы координат X,Y.

Полигональные объекты, типа речных водосборов, болот, лицензионных участков или месторождений, хранятся в виде замкнутого набора координат. Векторная модель особенно удобна для описания дискретных объектов и меньше подходит для описания непрерывно меняющихся свойств, таких как изменения контуров залежи после пересчета запасов УВ или доступность объектов. Растровая модель оптимальна для работы с непрерывными свойствами. Растровое изображение представляет собой набор значений для отдельных элементарных составляющих (ячеек), оно подобно отсканированной карте или картинке. Обе модели имеют свои преимущества и недостатки. Современные ГИС могут работать как с векторными, так и с растровыми моделями.

Разработка ГИС-проекта требует систематизации и структурирования данных ГРР.

Это не являлось необходимым условием создания отчета, поскольку для него достаточно накопления данных в текстовом виде и последующего разнесения их по нескольким прилагающимся к отчету таблицам. Для геоинформационной системы данные, ассоциированные с картографическими слоями, предоставляются в виде атрибутивных таблиц. Поэтому первой из решаемых задач, стало определение структуры вводных таблиц для сбора данных ГРР. Эти таблицы были разделены на две группы: данные об условиях лицензионных соглашений и данные о результатах ГРР.

В таблицы по условиям лицензионного соглашения вводятся сведения о работах которые должен выполнить недропользователь на конкретном лицензионном участке как правило они начинаются с составления и утверждения программы ГРР, следующим этапом будет переобработка и переинтерпретация сейсморазведочного материала прошлых лет если такой имеется в наличии, дальше подходит черед сейсморазведочным работам, после них следуют буровые работы, от результата которых будет зависеть объем последующих работ, но в любом случае, после буровых работ недропользователь должен представить в федеральный и соответствующий территориальный фонды геологической информации окончательный отчет о результатах проведенных поисково-оценочных работ и на государственную экспертизу отчет с подсчетом запасов ув сырья (при положительных результатах бурения). Все работы должны быть произведены в конкретные сроки.

В таблицы содержащие результаты о ходе ГРР вносятся данные о проведенных недропользователем работах и полученным им результатам. Сравнение этих таблиц дает возможность передать разницу между планируемыми и выполненными работами.

После того как определенность со средством реализации и структурой входных данных была достигнута, был принят ряд организационных мер для обеспечения решения поставленной задачи. Была предложена следующая организационная схема работ. Сбором данных для разработки ГИС-проекта занимается специально организованная для этих целей группа систематизации результатов ГРР, специалисты которой обеспечивают ввод данных обязательств лицензионных соглашений и сведений об их выполнении в разработанные вводные структуры. Далее, специалисты отдела информационных систем, путем автоматизированной конвертации обеспечивают наполнение этими данными Регионального банка геолого-геофизической информации (РБЦГИ). Далее из РБЦГИ генерируется ряд отчетных форм о ходе ГРР на каждом из лицензионных участков, которые средствами ArcGIS связываются с объектами слоя лицензионных участков формируемого ГИС-проекта.

Также готовится ряд вспомогательных слоев, которые пользователь проекта может включать по необходимости: слоев участков, на которых проводились сейсморазведочные работы, слоев пробуренных скважин, скважин давших приток, проектных скважин и проч.

Будучи организованным таким образом, ГИС-проект решает поставленную задачу и удовлетворяет всем проектным ограничениям:

- за счет использования средств ГИС позволяет обеспечивать картографическое представление сведений о проводимых ГРР;

- за счет использования централизованного источника данных, позволяет подготавливать широкий спектр отчетных форм, представленных в Еxcel и ассоциированных с объектами слоев проекта;

- за счет применения только стандартных решений по взаимодействию с пользователем, предлагаемых средством ГИС, позволяет получить ответы на вопросы путем включения слоев, обращения к атрибутивным таблицам, переходов по ссылкам от объектов карты к ассоциированным с ними документам;

- за счет привязки файлов к картографическим слоям при помощи механизма ссылок – позволяет обеспечить переносимость проекта вместе с сопоставленными данными и не требует использования каналов связи.

В настоящее время нами ведется формирование ГИС-проекта, основанного на данных за 9 месяцев 2012 года. С вводом в эксплуатацию планируется перевыпускать проект с новыми данными ежеквартально.

Если же обратиться к самим данным, то по сравнению с тем же периодом 2011 года, затраты на ГРР выросли в полтора раза. А, например, объем сейсморазведочных работ 2D увеличился в три – четыре раза. Также увеличились показатели глубокого бурения и сейсморазведки 3D.

УДК 553.98.041 (479.24) Итерационные методы определения геолого-геофизических параметров перспективных структур Бакинского архипелага Южно-Каспийской впадины Погорелова Е. Ю.

«Азербайджанская Государственная Нефтяная Академия», г. Баку Южно-Каспийская впадина представляет собой аккумулятивный бассейн океанического типа без гранитного слоя коры и относится к редким бассейнам быстрого погружения и лавинной седиментации, характеризующимися обильными нефтегазопроявлениями, высокой плотностью открытых месторождений УВ, диапиризмом и грязевым вулканизмом.

Мощность осадочного слоя в ЮКВ достигает 25-30 км в центральной своей части и плавно увеличивается в северном направлении. Над консолидированной корой в районе Абшеронского порога наблюдается вздутие мел-палеогеновых отложений, напоминающее аккреционную призму, типичную для зон субдукции.

В целом зона наиболее крупных нефтегазовых скоплений на суше и в море формирует субширотную полосу, которая пространственно приурочена к зоне палеосубдукции. Из семи месторождений Азербайджана с начальными разведанными запасами нефти более 100 млн. т шесть месторождений связаны с этой зоной.

Неравномерное распределение нефтегазоносности по простиранию зоны палеосубдукции и, в частности, отсутствие значительных скоплений углеводородов в районе к западу от Апшеронского полуострова обусловлено наложением на зону палеосубдукции поперечного Каспийского прогиба и связанным с ним активным прогибанием данного региона в кайнозое. Это привело к формированию в пределах Апшеронского полуострова и прилегающих к нему с юга и востока, морских районах зоны погружения и накопления нефтегазоносной нижнеплиоценовой продуктивной толщи.

Одной из особенностей структуры Каспийского моря к югу от Апшеронского полуострова является наличие крупного прогиба изометричных очертаний, который хорошо отражается в гравитационном поле и по данным ГСЗ. Это так называемый Южно Жилинский прогиб. Этот прогиб сформировался в зоне палеосубдукции, к которой приурочены месторождения углеводородов Апшеронского полуострова, Бакинского архипелага и Апшеронского порога. Видимо, в пределах данного прогиба могли существовать благоприятные условия для созревания исходного органического вещества, служившего источником формирования скоплений углеводородов.

Высокие технико-экономические показатели геолого-геофизических работ в Южном Каспии в сочетании с хорошей изученностью позволяют считать этот район главным объектом поисково-разведочных работ на шельфе на период до 2050 года.

В пределах Южно-Каспийской впадины скопления нефти и газа, приуроченные к "продуктивной толще" (ПТ), сконцентрированы в основном в трех нефтегазоносных районах (НГР): Абшеронском, Нижнекуринском, Бакинского архипелага.

Северная граница Бакинского архипелага проходит по Сангачало – Огурчинскому разлому, считающемуся южной границей распространения "апшеронской фации" отложений "продуктивной толщи". Для области характерно большое число сильно дислоцированных и осложненных грязевым вулканизмом поднятий, группирующихся в антиклинальные зоны, осложненные региональными разрывными нарушениями.

Особенности геологического строения и характер нефтегазоносности отложений указывают на генетическую связь структурных зон и их нефтегазонасыщенности с региональными разрывными нарушениями.

Территория Бакинского архипелага охватывает площадь до 200 км2, где сейсмическими работами выявлено свыше 30 локальных поднятий по плиоценовым отложениям, в результате чего открыты и введены в разработку крупные нефтегазовые местоскопления Сангачал-дениз, Дуванны-дениз, Хара-Зиря, Булла-дениз, 8 Марта, Алят-дениз, Гарасу.

Все структуры Бакинского архипелага объединены в шесть антиклинальных поясов, протягивающихся с северо-запада на юго-восток:

I. Кянизадаг - Сангачал-дениз - Дуванны-дениз - Хара-Зиря - Булла-дениз - Умид. К северу от поднятия Дуванны-дениз расположено глубокопогруженное поднятие Дуваны дениз-2, с которым связано местоскопление 8 Марта.

II. Дашгиль (суша) – Алят-дениз III. Пирсагат - Хамамдаг-дениз – Гарасу - Санги-Мугань – Ульфат-дениз - Аран-дениз – Дашлы – Сабаил.

IV. Бяндован (суша) - Бяндован-дениз - Янан Тава - Аташкях – Мугань-дениз – Инам.

V. Нефтчала дениз - Кюрдаши – Аран-дениз.

VI. Кызылагач - Талыш-дениз – Ленкорань-дениз.

Характерной особенностью тектонического строения антиклинальных поясов этого района является наличие крупных продольных разрывов в приосевых частях структур, многие из которых прослеживаются по всей длине. К продольным разрывам часто при урочены грязевые вулканы, с которыми связаны выходы газа и нефти.

Глинистость разреза ПТ увеличивается по направлению севера на юг – от Абшеронского архипелага к Бакинскому.

Литологически отложения ПТ Бакинского архипелага представлены смешанным типом осадков. Верхняя часть ПТ, мощностью порядка 3500 м, сложена в основном глинистыми породами. Залежи нефти и газа открыты в нижней части ПТ - в V, VII (аналог свиты "фасиля") и в VIII (аналог НКП-свиты) горизонтах.

В акватории Каспийского моря осуществляется разведка и разработка залежей УВ на глубинах 6,0-6,5 км, а ближайшая перспектива развития газонефтедобычи связана с поиском скоплений УВ на глубинах 7-8 км.

Изучение параметров и оценка потенциала перспективных структур являются сложным и поэтапным процессом, который представляет собой итерационную процедуру.

Качество прогноза улучшается за счет новой информации на каждой итерации, а также за счет усовершенствования существующих и разработки новых методов их оценки.



Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |   ...   | 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.