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 |   ...   | 12 | 13 || 15 | 16 |   ...   | 45 |

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ...»

-- [ Страница 14 ] --

Как известно, сокращение во всем мире фонда легко открываемых, особенно крупных месторождений, выходящих на дневную поверхность обуславливает повышение эффективности их поисков. Высокая стоимость глубинной разведки требует разработки рациональных методов, при помощи которых можно с наибольшей эффективностью и наименьшими затратами найти новые крупные рудные поля и месторождения, скрытые на глубине. Поэтому одна из актуальных задач геологической науки состоит в познании условий формирования и закономерностей размещения различных видов полезных ископаемых и на этой основе прогнозировать крупные месторождения. В успешном решении этих проблем большое значение имеют комплексное изучение и использование минерального сырья, всесторонняя геолого-экономическая оценка и вовлечение в совместное использование близрасположенных месторождений с низкоскоростными рудами.

Сложность геологического строения, разнообразие пород геологических формаций – их состава и физико-механических свойств, особенно магматизма, тектоники и рудогенеза в горнорудных районах Узбекистана обусловили формирование различных по типу и масштабам месторождений полезных ископаемых, которые явились эталоном и полигоном для разработки теоретических вопросов условий формирования и закономерностей их размещения, а также выбора эффективных методов поисково-разведочных и эксплуатационных работ. Сложный и длительный процесс становления и развития минерально-сырьевой базы тесно связан и предопределен прогрессирующей эволюцией геологических представлений о закономерностях СЕКЦИЯ 3. МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ. МЕТОДИКА ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ.

ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ СИСТЕМЫ В ГЕОЛОГИИ образования и особенностях размещения месторождений полезных ископаемых. В условиях рыночной экономики перед геологической службой стоит задача ускорения качественной и количественной оценок прогнозируемых минерально-сырьевых ресурсов.

Выделяются следующие геолого-структурные позиции эндогенных месторождение рудных полей: 1) рудные поля и месторождения, связанные с крупными одиночными разломами, характерные для всех формаций пород;

2) рудные поля и месторождения в пересечениях тяготеющие к сложным разломам, или их сочетаниям со складчатыми структурами, образование флексурных изгибов, возникновение систем поперечных разгруженных блоков;

3) рудные поля и месторождения, пересечениях или в сопряжениях разломов, как правило, породы в этом случае подвергаются массовому дроблению;

4) рудные поля и месторождения в подвижной зоне при внедрении интрузивных тел разной формы;

5) рудные поля и месторождения в вулканических структурах разных типов: линейных, радиальных, овальных систем разломов, ограничивающих блоки неравномерно деформированных пород, частично благоприятных для оруденения;

6) рудные поля и месторождения, в складчатых сооружениях, разбитых сопряженными разломами, при наличии внедрившихся интрузивных тел.

Оруденение фиксируется в разгруженных частях структур. Изучение геолого-структурных позиций известных, особенно, крупных по масштабам рудных полей и месторождений различных генетических типов имеет большое научное и практическое значение в процессе прогнозирования, поисков и оценки месторождений полезных ископаемых.

Литература Турамуратов И.Б., Мавлонов И.Б., Исоков М.У., Рахимов В.Р., Исламов Б.Ф. Минерально-сырьевой потенциал 1.

Республики Узбекистан. // Горный журнал, 2011. – № 9. – С. 48–54.

Секция ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ НАЛОЖЕННЫЙ МЕТАСОМАТОЗ: ПРИРОДНЫЕ И ТЕХНОГЕННЫЕ НАНОЭФФЕКТЫ Н.П. Запивалов Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Введение Нефть и газ содержатся в разнообразных природных резервуарах, в том числе в известняках и доломитах. Такие породы содержат 40 % мировых запасов нефти.

Доломитизация приводит к увеличению объема пор в плотных известняках за счет изменения архитектуры пустотного пространства. Увеличивается не только пористость, но и проницаемость. Доломиты бывают первичные – седиментационные и вторичные – эпигенетические. Химическая формула доломита CaMg(CO3)2. В его кристаллической решетке катионы Ca+2 и Mg+2 попеременно чередуются вдоль тройной оси.

Доказано, что молекулярное замещение известняка доломитом в результате метасоматоза приводит к уменьшению объема твердой породы на 12-13 %. Химическое уравнение этого замещения выглядит следующим образом: 2CaCO3 + MgCl2 CaMg(CO3)2 + CaCl2, в морской воде: 2CaCO3 + MgSO4 + 2H2O = CaMg(CO3)2 + CaSO42H2O.

Наложенные природные эпигенетические процессы характеризуются огромным разнообразием и быстрой динамикой их проявления. Некоторые исследователи с этими же процессами связывают генерацию углеводородов [10, 12]. Можно назвать большое число залежей нефти и газа, связанных с доломитами и доломитизированными известняками.

Вторичная доломитизация в палеозойских породах Западной Сибири В Западной Сибири во многих палеозойских резервуарах Нюрольской впадины (в основном девонских) залежи нефти обнаружены именно в доломитизированных известняках. К ним относятся Малоичское, Урманское, Арчинское, Северо-Останинское, Южно-Табаганское, Южно-Тамбаевское, Солоновское, Калиновое, Селимхановское и другие нефтегазовые скопления [14]. Как правило, доломиты замещения образуют трещинно кавернозные коллекторы, которые характеризуются вновь образованной вторичной пористостью и кавернозностью (рис. 1).

Керн Шлиф (в проходящем свете) Рис. 1 Доломиты замещения с кавернами [2] а – скв. Урманская 7, глубина 3120 м;

б – скв. Северо-Останинская 7, глубина 2812 м Наиболее изучено Малоичское месторождение (Новосибирская область), которое было открыто в г. В наибольшей степени процессы вторичной (наложенной) доломитизации проявились в западной части месторождения (рис. 2). Притоки нефти получены из многих интервалов вскрытого палеозойского разреза, представленных доломитизмированными органогенными известняками почти с равным содержанием CaO и MgO [3, 14]. В этом разрезе выделены рифогенные тела [5].

Особый интерес представляет призабойная зона в скважине № 4 в интервале 4538-4600 м, представленная пачками метасоматических крупно- и среднезернистых доломитов, часто трещиноватых и раздробленных. Содержание MgO здесь увеличивается до 22 %, а SiO2 – всего лишь 0,31 %. Пластовая температура в этой части разреза достигает 160С.

Из всех пробуренных 20 скважин на Малоичском месторождении наиболее продуктивна скв. № 9, которая почти 10 лет фонтанировала нефтью дебитом 120 м3/сут. Нефтенасыщенный горизонт залегает в интервале 2832-2834 м и представлен доломитом известковистым с реликтовой биогермной текстурой. Под микроскопом видно, что порода сильно изменена процессами перекристаллизации, доломитизации и кальцитизации, проходившими в несколько стадий, благодаря чему образовалась резкая разнозернистость и пятнистость, двух- и трехслойные каемки инкрустации и микротрещиноватость. Здесь установлена вторичная пористость, типа выщелачивания по первичной органогенной породе, с извилистыми микротрещинами. Часть полостей и пор выполнена полностью новообразованными кристаллами доломита.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ По макро- и микроскопическим данным порода представляет собой коллектор трещиноватого типа.

Объемный вес породы 2,65 г/см3, пористость 4,7 %. Проницаемость по трем направлениям составила 2,5;

1,2;

0, мД. Поверхностная плотность трещин по шести граням кубика видна на рис. 3.

На этом месторождении четко обозначается очаговая доломитизация, что, в конечном счете, определяет продуктивность скважин. Такие очаги в западной и юго-западной части месторождения (скв. 9, 6, 117, 2) характеризуются активной вторичной доломитизацией по среднедевонскому рифу [3]. Участки с высокопродуктивными скважинами четко приурочены к западной фациально-тектонической зоне (рис. 2).

Рис. 2. Обзорная схема Малоичского месторождения (с учетом результатов трехмерной сейсморазведки) 1 – изогипсы поверхности карбонатных палеозойских пород (м);

2 – субвертикальные зоны эрозионно-тектонических выступов;

3 – предполагаемые глубинные разломы;

4 – тектонические нарушения;

5 – очаги вторичной доломитизации;

6 – скважины, давшие приток нефти;

7-8 – литофации: 7 – органогенных рифов, 8 – передового шлейфа и зарифовой лагуны Рис. 3. Малоичское месторождение (скв. 9), трещинно-кавернозные (белое) девонские органогенные доломиты [5] 230 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР На карте видна резкая изменчивость рельефа палеозойских карбонатных пород. На близких расстояниях перепад составляет 180 м (2640-2820 м). Кажущаяся блоковость объясняется неравномерной глубокой вторичной переработкой карбонатного субстрата (доломитизация и другие процессы).

Резкие изменения литолого-минералогического состава пород ведут к хаотической картине сейсмических волн и, в конечном счете, к искаженным построениям. Фактически в таких условиях структурная сейсморазведка неэффективна.

Флюидодинамический метасоматоз – основа вторичной доломитизации пород Как видим, наибольшее значение в рассматриваемых процессах имеет вторичная доломитизация. По существу это метасоматоз, который происходит путем замещения иона кальция ионом магния.

Метасоматоз (наложенный эпигенез) – это реакция приспособления горной породы к изменению физико-химических условий ее состояния. По существу эти процессы неравновесные [1, 2, 6, 7, 11].

Есть ряд условий, способствующих активным метасоматическим процессам, особенно важна подпитка СО2. Это природное явление распространено достаточно широко.

Метасоматоз зависит от ряда переменных регулирующих параметров: градиентов pH-, Eh- и PT- среды и флюида. Степень неравновесности системы определяет вероятность появления в ней флуктуации и, таким образом, проблема нефтегазоносности метасоматитов в общем случае сводится к проблеме градиентности в открытых неравновесных флюидонасыщенных системах.

Важна, но не всегда учитывается реагентоспособность среды, зависящая от свободной энергии поверхности зерен. Свободная энергия поверхности пропорциональна внутренней энергии системы, отнесенной к единице площади. Скорость химических реакций, в том числе и метасоматических, определяется свободной энергией поверхности зерен, пропорциональной их внутренней энергии E, относимой к единице поверхности ds, т.е. = E/(ds). Пожалуй, именно нанодисперсность определяет такие механохимические процессы [8, 9].

Метасоматическая доломитизация зависит от многих физико-химических и геофлюидодинамических параметров. Следует иметь в виду, что радиус иона кальция (Ca++) равняется 0,99, или 0,099 нм, а ион магния (Mg++) составляет 0,66, или 0,066 нм. В процессе замещения кальция магнием образуется дополнительное пустотное пространство (трещины, каверны и т.д.). Таким образом, природные наноразмерные метасоматические процессы способствуют образованию хороших и часто высокодебитных коллекторов, особенно в карбонатных породах фанерозоя, включая палеозой Западной Сибири.

Практическая нанотехнология Предлагается инициировать ускоренный техногенный процесс метасоматической доломитизации и создавать (обновлять) высокопродуктивные очаги на месторождении. Фактически это позволит управлять процессом разработки месторождений и увеличить нефтеотдачу. Для этого требуется определить состав карбонатного материала и пластовой воды. Технология закачки в пласт магнийсодержащего флюида или гранулярного магния в размере наночастиц, вероятно, не представит особой трудности. В отдельных случаях процесс принудительной и ускоренной доломитизации (метасоматоза) можно сопровождать волновым и тепловым воздействием. Безусловно, эти технологические операции относятся к категории щадящих, т.е., в сущности, ускоряются или регулируются естественные природные процессы.

Успешное использование предлагаемой нанотехнологии может оказать существенное влияние на длительность разработки месторождений и конечную нефтеотдачу.

В случае удачных натурных экспериментов такая нанотехнология откроет путь к интенсивному освоению палеозойских отложений Западной Сибири и древних карбонатных массивов Восточной Сибири.

Одновременно она может быть использована и для терригенных пород с большим содержанием карбонатного цемента в породах. Повышенная карбонатность и высокое содержание СО 2 часто отмечаются в юрских и меловых породах Западной Сибири. Доломитизации часто подвергаются микрозернистый и пелитоморфный кальцитовый цемент, раковины фораминифер, водорослевые остатки и различный органогенный детрит. В метасоматических доломитах часто образуются поры размером 0,20,8 мм и каверны размером более мм.

Это один из ключевых моментов, который может увеличить нефтегазовый потенциал Сибири, а также других регионов.

Литература Ежова В.А. Литология: учебное пособие. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2005. – С.

1.

102 – 103, 314 – 315.

Жариков В.А. Метасоматизм и метасоматические породы. – М: “Научный мир”, 1998. – 490 с.

2.

Запивалов Н.П., Пехтерева И.А., Сердюк З.Я. и др. Выделение и картирование палеозойских рифовых 3.

массивов в Западной Сибири // Геология нефти и газа, 1980. – № 9. – С. 8 – 13.

Запивалов Н.П., Попов И.П. Флюидодинамические модели залежей нефти и газа. – Новосибирск: ГЕО, 2003. – 4.

С. 196.

Запивалов Н.П., Соколов Б.С. Стратиграфическое расчленение нефтеперспективного палеозойского разреза 5.

Западной Сибири // ДАН СССР, 1977. – Т. 237. – № 1. – С. 174 – 176.

Казицин Ю.В. Метасоматизм в земной коре. – Л.: Недра, 1979. – 208 с.

6.

Коржинский Д.С. Теория метасоматической зональности. – М.: Наука, 1969. – 109 с.

7.

Молчанов В.И. Опыты по синтезу углеводородов при тонком измельчении минеральных веществ в воде // ДАН 8.

СССР, 1967. – Т. 147. – № 5. – С. 1185 – 1187.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Молчанов В.И., Параев В.В., Еганов Э.А. Нанодисперсность – обязательное условие преобразования геосфер 9.

(как переходная форма в эволюции земного вещества) // Журнал проблем эволюции открытых систем. – Алматы: “Print-S”, 2007. – Вып. 9. – Т. 1. – С. 64 – 77.

Новые данные по экспериментальному изучению преобразования ископаемого органического вещества с 10.

использованием механических полей / Трофимук А.А., Черский Н.В., Царёв В.П. и др. // ДАН СССР, 1981. – Т.

257. – № 1. – С. 207 – 211.

Поспелов Г.Л. Парадоксы, геолого-физическая сущность и механизмы метасоматоза. – Новосибирск: Наука, 11.

1973. – 353 с.

Трофимук А.А., Молчанов В.И., Параев В.В. Модель формирования нефтегазоносных карбонатов (на примере 12.

Куюмбо-Юрубчено-Тайгинского супергиганта) // ДАН СССР. – М., 1999. – Т. 364. – № 3. – С. 366 – 368.

Царев Д.И. Метасоматизм. – Улан-Удэ: БНЦ СО РАН, 2002. – 319 с.

13.

14. Zapivalov N.P., Trofimuk A.A. Distribution of Oil and Gas in Devonian Rocks of West Siberia // Devonian of the World, – Calgary, 1988. – Vol. I. – P. 553 – 556.

ПРОФЕССОР КОРОВИН М.К. – ГЕОЛОГ, ПЕДАГОГ, ОРГАНИЗАТОР, ОСНОВОПОЛОЖНИК НАУЧНОГО ОБОСНОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОГО РЕГИОНА (К 130-ЛЕТИЮ СО ДНЯ РОЖДЕНИЯ М.К. КОРОВИНА) Е.И. Бердина Научный руководитель доцент Т.А. Гайдукова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Впервые о возможном наличии нефтяных месторождений за Уралом на территории Западной Сибири высказал М.К. Коровин 18 декабря 1926 года на вечернем заседании секции «Недра» Первого Сибирского краевого научно-исследовательского съезда в г. Новосибирске в прениях по докладу Н.Я. Брянцева «Перспективы развития Кузнецкого каменноугольного бассейна». «Я хотел затронуть вопрос иного порядка. Для Сибири, кроме горнозаводского центра, кроме горно-металлургической промышленности, кроме этих вопросов, есть ещё один большой вопрос – это отсутствие нефти» [4].

М.К. Коровин разработал теоретическое обоснование нефтеносности Западно-Сибирской низменности, добился широкого разворота на низменности геологоразведочных работ, увенчавшихся в 1953 г. крупным успехом, отмеченным в 1964 г. Ленинской премией.

Михаил Коровин первым изучил особенности тектонического строения юго-восточной части Западно Сибирской плиты и именно он составил первую схематичную тектоническую карту Западно-Сибирской плиты.

Он выделил Обь-Енисейскую геосинклинальную складчатую зону, в которую входят: древняя котловина Кузбасса, Минусинская впадина, к северу от которой – обширная Чулымо-Енисейская депрессия, на юго-западе Бийско-Барнаульская впадина и др. Особые благоприятные тектонические условия позволили М.К. Коровину рассмотреть эту территорию как объект перспективный в отношении нефтегазоносности. Им установлено наличие мощного осадочного палеозойского комплекса, содержащего битумные породы. Среди разнообразных структур ведущее значение в возможной оценке перспектив нефтеносности имеет палеозойская платформа Тоболия (современное широтное Приобье – Средне-Обская нефтегазоносная область), нефтеносность которой может быть связана с мезозойскими отложениями. На западе, востоке и крайнем севере Тоболия окаймляется погребенными складчатыми дугами и переходными зонами к ней и частью вероятными мезо-кайнозойскими геосинклиналями. Это – наиболее нефтеперспективные области Западной Сибири. К югу платформа Тоболии нарастает по площади. Она соединяется с массивом северо-восточного Казахстана, а к востоку от нее появляются новые крупные каледонские массивы в Саяно-Алтайской области. На север, наоборот, территория Тоболии сужается. В арктической зоне она сменяется поясом погребенных структур и мезо-кайнозойской геосинклинали, причем эти структуры господствуют также к востоку и к западу от Тоболии. Таким образом, 232 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР нефтеперспективные районы Западной Сибири нарастают по числу и площади к северу, а к югу, наоборот, они уменьшаются [2].

Одной из наиболее нефтеперспективных областей Западной Сибири надо признать систему структур Обь-Енисейской складчатой зоны. В Кузнецком бассейне подготовлен ряд структур: Невская, Ермаковская, Конюхтинская и др. В них проведена глубоким бурением большая работа, хотя ни в одной из них она не доведена до конца.

В Минусинском бассейне вполне подготовленной к бурению является Быстрянская структура у города Минусинска. Необходимо форсировать и довести до конца работу в Кузбассе и начать глубокое бурение на Быстрянской структуре в Минусинском бассейне.

Рекомендации М.К. Коровина в дальнейшем позволили открыть ряд месторождений газа в Минусинском бассейне и выявить нефтегазопроявления на более сорока площадях в Кузнецкой котловине. На Плотниковской структуре из песчаных пластов раннепермского возраста получен газ дебитом 18 тыс. м 3/сут. [1].

Наряду с глубоким бурением в Кузбассе и Минусе Коровин рекомендует изучать природы битумов, химизм подземных вод и коллекторские свойства горных пород, а также обеспечивать поиски новых нефтеперспективных формаций и структур путем организации специальных литологических, стратиграфических и геофизических работ.

Более сложный комплекс работ и более длительный период потребуется для разрешения проблемы нефтеносности структур Обь-Енисейской зоны, расположенных уже в пределах Западно-Сибирской равнины.

При бурении в 1953 году около города Колпашева опорной скважины 2 Колпашевской получен первый непромышленный приток нефти из интервала 2870-2860 м – зоны контакта осадочного чехла и кровли фундамента. Литологически нефтеносный пласт представлен песчаниками, аргиллитами и алевролитами предположительно среднедевонского возраста. Керн издавал запах керосина и по результатам люминисцентно битуминологического анализа керн содержал 2,5 % битумов [2].

Этот успех позволил широко развернуть геологоразведочные работы на нефть и газ в Западной Сибири.

Среди них, в первую очередь, необходимо изучить районы, тяготеющие к культурной полосе Западной Сибири, начиная с обширной Чулымо-Енисейской впадины. Затем пояс северо-западного погружения и выполаживания структур Колывань-Томской дуги с переходной зоной к Тоболии, далее Бийско-Барнаульскую впадину и связанную с ней Приказахстанскую или Ишимскую впадину и др. Надо организовать детальное геологическое, геоморфологическое, гидрогеологическое и геофизическое изучение этих районов;

поставить тематические исследования с целью изучения стратиграфии и фациальности формаций, коллекторских свойств пород, горизонтального и вертикального размещения песчаных толщ, процессов осадконакопления и прочее.

В условиях Западно-Сибирской равнины, успешное разрешение этих задач требует постановки, кроме того, в широком масштабе структурного бурения, которое следует начать с южных районов Чулымо-Енисейской впадины и Томского района, уже подготовленных к этой работе. Без широкой и смелой постановки структурного бурения проблему нефти в Западно-Сибирской равнине разрешить невозможно. Для осуществления всех этих работ необходимо срочное учреждение Западносибирского нефтяного геологоразведочного треста, с поручением ему, прежде всего, глубокого бурения в Кузнецком и Минусинском бассейнах. Необходимо затем привлечение к этим работам Московского научно-исследовательского нефтяного института, геофизических и геодезических трестов, а также всех геологических и геологоразведочных учреждений Сибири. На тот момент отсутствовала научно-исследовательская организация, и впоследствии были созданы научно-исследовательские центры в городе Новосибирске о Томске.

На сегодняшний день по рекомендациям Коровина в течение 60 лет было открыто в Западной Сибири более 700 крупных и крупнейших месторождений нефти и газа. Однако слабо изученными остаются периферийные участки Западно-Сибирской плиты, среди них территории Алтайского края, Новосибирской, Кемеровской и Омской областей. Буквально в мае 2012 года известный в России и за рубежом геолог-нефтяник Н.П. Запивалов писал о запасах Омской области: «Только целеустремлённые и настойчивые усилия на основе новой теоретической парадигмы и новых инновационных технологий, несомненно, приведут к открытиям значительных скоплений нефти и газа в Омской области» [3].

Литература Васильев Б.Д. К 120-летию лауреата Ленинской премии профессора М.К. Коровина // Известия ТПУ. Геология 1.

и разработка нефтяных и газовых месторождений. – Томск, 2002. – Т. 305. – Вып. 8. – С. 6 – 8.

Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья / Под ред. Ф.Г. Гурари. – Л.:

2.

Гостоптехиздат, 1959. – 175 с.

Запивалов Н.П. С Омской пропиской // Недра Сибири. – Томск, 2008. – № 5. – С. 20 – 22.

3.

Коровин М.К. Перспективы нефтеносности Западной Сибири. – Новосибирск, 1945. – 25 с.

4.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ В ТРУДАХ М.А. УСОВА И ЕГО УЧЕНИКОВ А.А. Гущина Научный руководитель доцент Т.А. Гайдукова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Энергетические ресурсы – один из «краеугольных камней» в общей концепции развития российского государства в первой половине XXI века. В разряде этих ресурсав нефть и газ занимают особое место. Огромный вклад в формирование минерально-энергетических ресурсов страны внесли горные инженеры Сибири и в первую очередь выпускники Томского политехнического института. Но их достижения в формировании углеводородной базы страны остались мало освещенными и поэтому недостаточно оценены.

В 1894 году признаки нефти в сорока верстах от Иркутска обнаружил горный инженер В.А. Обручев, впоследствии организатор подготовки первых горных инженеров Сибири и Дальнего Востока при Томском технологическом институте.

В 1920 году М.А. Усов при оценке перспектив нефтегазоносности Сибири с учетом обнаружения битумов Кузнецкой и Минусинской котловин он отметил, что «месторождения нефти, скорее, можно встретить в достаточно мощных, но не сильно дислоцированных эпиконтинентальных отложениях Сибири, относящихся к палеозойской группе». Фактически – это первая научно обоснованная точка зрения на нефтегазоносность Сибири. В середине двадцатых годов близ Барзаса были обнаружены первые находки битумов – вестников наличия нефти.

В качестве примера характеристики строения и нефтегазоносности нефтегазоносных провинций рассмотрим Западно-Сибирскую провинцию (рис. 1) и Юг Сибирской платформы.

Рис. 1. Расположение Западно-Сибирской провинции В географическом отношении Западно-Сибирская провинция расположена в пределах Западно Сибирской низменности, в тектоническом отношении – в пределах молодой Западно-Сибирской платформы.

Фундамент ее палеозойский, осадочный чехол – мезозойско-кайнозойский. По залежам газа провинция относится к категории уникальных. Площадь ее составляет 3 млн. км2, объем осадочного чехла – 8,5 млн. км3.

Первое месторождение (Березовское газовое) в этой провинции открыто в 1953 г.

В 1964 г. начата эксплуатация Усть-Балыкского месторождения нефти. Максимальная мощность осадочного чехла на севере провинции оценивается в 10-15 км. В центральных, западных и восточных районах мощность чехла составляет 2-4 км. В основании платформенного чехла залегают юрские отложения. Меловая, система слагает основную часть чехла, палеоген относительно маломощен, завершает разрез осадочной толщи.

Неоген отсутствует. Коллекторами нефти и газа являются пески, песчаники и алевролиты, покрышками залежей служат глины. К настоящему времени на обширной площади провинции открыто свыше 600 нефтяных, газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений.

При изучении данного района исключительное внимание уделялось промышленно-неугленосным свитам (острогской, кузнецкой, ильинской), слабо освещенным в геологической литературе [1]. Интересные результаты были получены по этим свитам в результате бурения глубоких нефтепоисковых скважин.

234 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Кузнецкий бассейн расположен в юго-восточной части Западной Сибири, в среднем и верхнем течении р. Томи. Он представляет собой замкнутую со всех сторон впадину, выполненную осадочными отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем. В его центральной части имеют локальное распространение триасовые и юрские образования. По своим очертаниям бассейн напоминает неправильный четырехугольник.

Северо-восточной и юго-восточной границами служат хребет Кузнецкого Алатау и его южное продолжение – Горная Шория. С юго-запада Кузбасс ограничен Салаирским кряжем. Границами его на северо-западе являются выпуклые к юго-востоку складчатые дуги Томь-Колыванской зоны, сложенные интенсивно дислоцированными породами палеозоя. По петрографическому составу угли в балахонской и кольчугинской сериях в основном гумусовые, каменные. По качеству угли разнообразны и относятся к числу лучших углей.

Самые плодотворные исследования Восточной Сибири, принадлежавшие еще М.А. Усову, начались после Великой октябрьской революции. Весь ранее собранный фактический материал и результаты многочисленных новых систематических исследований позволили советским геологам критически пересмотреть прежние выводы и правильно оценить историю геологического развития данного участка земной коры.

В процессе регионального изучения Восточной Сибири сложились противоположные гипотезы о тектогенезе Сибирской платформы и обрамляющих ее складчатых сооружений, исходящие из принципиально различных представлений о ходе геологической истории данного участка земной поверхности.

Одна из гипотез, которая легла в основу взглядов В.А. Обручева (учитель М.А. Усова) в исследованиях Сибири, гласит о концепции, что Байкало-Саянское нагорье является древнейшей частью материка Азии – «Древнем темени Азии».

Байкальские и Саянские складчатые сооружения не погружались под уровень моря от кембрия до настоящего времени. Складчатость «Древнего темени Азии» связана с докембрием, причем складчатые системы этой области располагаются дугообразно. Так, в ходе экспедиции на оз. Байкал (рис. 2) В.А. Обручев опроверг мнение известного исследователя Сибири И.Д. Черского о том, что впадина Байкала – результат продолжительного размыва и медленных складкообразных движений земной коры. Он писал: «Слишком она глубокая, слишком обширна, и слишком круты и обрывисты её склоны. Такая впадина могла быть создана только дизъюнктивными движениями земной коры и создана сравнительно недавно, иначе её крутые склоны были бы уже сглажены размывом, а озеро – его продуктами» [3].

Рис. 2. Первая скважина на берегу оз. Байкал. Экспедиция В.А. Обручева Последующими исследованиями других учёных подтвердились также выводы Обручева о древних и молодых участках долин Ленского золотоносного района, генезисе золотых россыпей и их распределении.

Проводя геологическую разведку по предполагаемому маршруту Транссибирской магистрали, Обручев обратил внимание на странные нарушения земной коры, которые по всем признакам произошли сравнительно недавно. Особенно его заинтересовали причины катастрофы, произошедшей в январе 1862 г. в дельте реки Селенга, на берегу Байкала, когда под воду ушел участок площадью 260 кв. км 2. Принято было считать, что катастрофа случилась в результате оползня, однако Обручев установил, что она имела тектонический характер.

Это совершенно противоречило тогдашним научным представлениям о земной коре [2].

Литература Геологическое строение юга Сибирской платформы и нефтеносность кембрия / Васильев В.Г., Каленов Е.Н., 1.

Карасев И.П. и др. – М.: Гостоптехиздат, 1957. – С. 78 – Геология и перспективы нефтегазоносности Обь-Иртышского междуречья // Труды СНИИГГиМС. – Л.:

2.

Гостоптехиздат, 1959. – 95 с.

Думитрашко Н.В., Обручев В. А. – М.: География, 1955. – С. 3.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ОСОБЕННОСТИ ЛИТОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ЧАЙКИНСКОГО ПОДНЯТИЯ, ПРИУРОЧЕННОГО К ЮГО-ВОСТОЧНОМУ СКЛОНУ НЕПСКО-БОТУОБИНСКОЙ АНТЕКЛИЗЫ 1 Г.А. Алексашова, Л.А. Абукова Научный руководитель профессор Л.А. Абукова ОАО «Научно-Производственный Центр «НЕДРА», г. Ярославль, Россия Институт проблем нефти и газа РАН, г. Москва, Россия В настоящее время стратегические планы по наращиванию ресурсного потенциала России все больше связываются с продуктивными комплексами Восточной Сибири, в связи с этим активизировались работы по геологическому изучению и оценке перспектив нефтегазоносности этого региона. Ниже изложены некоторые результаты работ в этом направлении, выполненные в ОАО «НПЦ «Недра» и ФГУП «СНИИГГиМС»

коллективом геологов при непосредственном участии автора.

Палеотектоническим анализом рифей-вендских отложений и морфологии линейных дислокаций в г. выявлено Чайкинское поднятие, расположенное в 80 км к юго-востоку от Талаканского месторождения.

Структура подтверждена региональными сейсморазведочными работами по реперу М 2 (Мигурский А.В.).

Площадь поднятия 3227 км2, амплитуда 100 м. Структурная карта по кровле терригенных отложений представлена на рис. 1.

Рис. 1. Структурная карта Чайкинского Рис. 2. Схема расположения скважин поднятия по подошве тирской свиты (отражающий горизонт М2) Район относится к зоне сочленения Непско-Ботуобинской антеклизы и Предпатомского регионального прогиба, мало изучен геофизическими методами и еще меньше глубоким бурением. Известно, что основные перспективные горизонты в этом регионе связаны с подсолевыми карбонатно-терригенными отложениями венда и кембрия.

Для уточнения строения поднятия и прогнозируемых скоплений углеводородов (УВ), состава и распространения отложений рифея и венда, а также привязки опорных сейсмических горизонтов в 2008-2010 гг.

была пробурена и испытана Чайкинская параметрическая скважина № 279. В ней с глубины 1611-1629 м получен промышленный приток газа (164,5 тыс. м3/сут) с конденсатом (4,5 м3/сут). Продуктивный горизонт залегает в основании верхней подсвиты паршинской свиты и имеет необычный для Непского свода с его многочисленными месторождениями углеводородов (УВ) литологический состав. Речь идет о хамакинском продуктивном горизонте, представленном повсеместно песчаниками и вмещающем, например, большую часть запасов уникального Чаяндинского месторождения. В скважине Чайкинская ПС № 279 этот горизонт представлен доломитами.

С целью локализации зон нефтегазонакопления, выявления участков, перспективных на поиски углеводородов в рифейском и вендском нефтегазоносных комплексах, на Чайкинском поднятии северо западного борта Предпатомского прогиба, в 2012 году ОАО «НПЦ «Недра» выполняет бурение Чайкинской ПС № 367, в 24 км северо-восточнее пробуренной ранее Чайкинской ПС № 279 (рис. 2).

По материалам обработки данных аэроэлектроразведочных (рис. 3) и гравиметрических исследований, выполненных ООО ГП «Сибгеотех», а также по распределению радиохимических полей (отношения тория к урану) в районе, включающем скважины Чайкинская ПС №279 и Чайкинская ПС №367, намечается своеобразная кольцевая (или в виде подковы?) структура, внешним диаметром около 40 км и внутренним диаметром около км.

236 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 3. Карта продольных электрических сопротивлений (изоом) по данным аэроэлектроразведочной съемки масштаба 1:50000 методом становления поля (по материалам ООО ГП «Сибгеотех») Открытая часть этой кольцевой структуры, которую (ООО ГП «Сибгеотех») предложено именовать Чайкинской, обращена на северо-запад. По всей видимости, данное физическое явление отражает особенности геологического строения архей-нижнепротерозойского кристаллического фундамента.

На структурной схеме А.В. Мигурского (2001) отчетливо видно, что Чайкинская кольцевая структура является непреодолимым препятствием для складчатых структур осадочного чехла Предпатомского прогиба, подходящих к ней с юго-запада (рис. 4).

Рис. 4. Обзорная структурная схема Чайкинско-Пеледуйской зоны Предпатомского прогиба [Мигурский А.В., 2001 г.] Условные обозначения: 1 – отложения ордовика, 2 – отложения среднего-верхнего кембрия;

3 – отложения нижнего – среднего кембрия;

4 – отложения нижнего кембрия;

5 – Байкало-Патомское нагорье, 6 – разрывы, 7 – оси линейных складок;

8 – поднятия (а) – доказанные, (б) – предполагаемые;

9 – границы Чичикано-Хамакинской рифтовой зоны Ниже приведена корреляция скважин Чайкинской площади, построенная по данным ГИС с учетом фактических данных о разрезе по керну и шламу (рис. 5).

По результатам литолого-петрографических исследований, проведенных ФГУПП «СНИИГГиМС», выявлено, что разрезы скважин Чайкинской ПС № 367 и Чайкинской ПС № 279 нижнего, среднего кембрия и верхнего венда и по толщинам свит, и по их составу хорошо сопоставляются между собой. Изменения затрагивают мощности свит юрегинской свиты, она в скважине Чайкинская ПС №367 сократилась.

Пласт газонасыщенных брекчированных доломитов в низах верхнепаршинской подсвиты, вскрытый в Чайкинской ПС №279 и названный чайкинским продуктивным горизонтом, в скважине Чайкинская ПС № представлен плотными глинистыми известняками и известковистыми аргиллитами, участками брекчированными, без явных признаков коллекторов.

В скважине Чайкинская ПС №367 под отложениями бетинчинской свиты вскрыто 197 м конгломератовой толщи. В скважине Чайкинская ПС №279 такого не наблюдалось.

Подобные отложения были вскрыты в скважине Паршинской ПС № 1, которая по своему составу сопоставляется с джемкуканской свитой, описанной в обнажениях р. Чуя. Такое изменение литологического состава можно объяснить блоковым строением Чайкинской площади.

По представлению автора, в пределах Чайкинского поднятия существовали благоприятные условия для нефтегазонакопления. К ним относятся тот факт, что структура расположена на пути миграции УВ из Предпатомского регионального прогиба в сторону Непско-Ботуобинской антеклизы, окружена орогенными сооружениями и представляет собой полузамкнутую структуру. В силу этих причин здесь в течение геологической истории могла сформироваться автономная флюидодинамическая система, способствующая сбору и сохранению фазообособленных УВ.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Рис. 5. Корреляция скважин Чайкинской площади ГЕОЛОГИЯ И НЕФТЕНОСНОСТЬ СОЛЯНЫХ БАССЕЙНОВ ФАХУД И ГАБА (ОМАН) А.С. Аль-Вахайби Научный руководитель профессор А.В. Сиднев Уфимский государственный нефтяной технический университет, г. Уфа, Россия Оман – небольшое государство в юго-западной Азии, протянувшееся узкой полосой вдоль побережья Оманского залива и Аравийского моря. Большая часть запасов нефти сосредоточена в северных и центральных районах Султаната, т.е. бассейнах Фахуд и Габа. Крупнейшее месторождение – Джибаль – производит 250- тыс. баррелей нефти в сутки (35-40 тыс. т). Залежи и отдельные скопления углеводородов обнаружены в карбонатных и кластических комплексах пород по всему стратиграфическому разрезу палеозоя и мезозоя бассейнов (рис.).

Главными же коллекторами для нефтяных углеводородов являются терригенные комплексы двух свит:

Аль-Хлата (средний и верхний карбон) и Гариф (верхняя пермь). Ледниково-озерная свита Аль-Хлата в основании сложена непрерывными по латерали мелко- и среднезернистыми полимиктовыми песчаниками мощностью 220-240 м, чередующимися с тонкими прослойками глинистых сланцев (суммарно 15-20 м).

Вышележащие глинистые сланцы (пачка Рахаб) образуют местами устойчивую покрышку (мощностью 80 м) для коллекторов.

Однако на большинстве месторождений пористые дельтовые песчаники обеих свит образуют мощный непрерывный коллектор (№ 1) и перекрываются известняковой толщей (пачка Хауши) до 30-40 м. В средней части свиты Гариф коллекторы (№ 2) представлены тонкозернистыми слабопроницаемыми песчаниками, алевролитами и глинистыми сланцами (пористость 19 %), перекрытыми мощной (90 м) пачкой аргиллитов.

Общая толщина коллектора достигает 600 м. В верхней части свиты Гариф прослеживаются аллювиальные, прерывистые по латерали, русловые песчаники (до 30 м), перекрываемые повсеместно базальными карбонатами свиты Хуфф (возможно, триас) [1].

Другие крупные коллекторы в разрезе отвечают трещиноватым глинистым карбонатам раннего мела (№ 3), перекрытым глинистыми сланцами (свиты Шуайба и Нахр Умр) и пористыми известняками позднего мела (№ 4), также перекрываемыми мощными глинистыми сланцами (свиты Натих и Фика). Толщина коллекторов варьирует в пределах 300-400 м.

Есть в бассейнах также глубокозалегающие до 7000 м газовые коллекторы – мощные (до 100 м) песчаники с глинистыми сланцами (кембрий-ордовик) – свиты Барик и Микраш, а также докембрийские карбонатные толщи (свиты Буах). Перспектива их велика. Большая часть месторождений в бассейнах Габа 238 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР (поздний палеозой-мел) являются сложными соляными антиклиналями и куполами с разрушенными сбросами и разломами замковыми частями сводов.

Рис. Структурные элементы и залежи нефти и газа Первая добыча нефти началась в 1963 г. Сегодня средняя производительность скважины составляет 500-600 баррелей в день (70-80 т). Высок объем попутных пластовых вод (1:4). Отведение их в дальнейшем будет проблемой. Сегодня плотность нефти в градусах API=38-39° (легкая). Потенциальные промышленные запасы газа в Центральном Омане составляют почти 30 трлн. куб. футов. Более трети их залегает в глубоких геологических структурах ниже разрабатываемых нефтяных месторождений. Максимум добычи газа продолжится до 2025 г. Добыча и переработка его сконцентрирована сегодня на трех крупных месторождениях соляного бассейна Габа: Барик, Равель и Нихайда [2].

Нас радует, что есть большая потребность в специалистах, и Программа работ по дальнейшему развитию нефтегазодобычи. Горим желанием помогать подъему экономики страны в XXI веке.

Литература Агентство энергетической информации, 1988. Аналитические сводки по странам – Оман:

1.

http:/www/eia.doc.gov/emeu/cabs/oman.html, январь 14, 1998. – 8 с.

Боннан Дж., Фланаган С.Ф. Разработка соляного бассейна Габа, блок 3. – Оман: Изд-во ГеоАравия, 1998. – Т.

2.

3. – С. 74.

ВЫЯВЛЕНИЕ ЗАКОНОМЕРНОСТЕЙ РАСПРОСТРАНЕНИЯ КОЛЛЕКТОРОВ И ФЛЮИДОУПОРОВ В ПЛАСТЕ Ю1 н НА МЫЛЬДЖИНСКОМ ГАЗОКОНДЕНСАТНОНЕФТЯНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ) А.М. Баркалова, Е.В. Панова Научные руководители доцент Н.М. Недоливко, доцент Т.Г. Тен Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Мыльджинское газоконденсатнонефтяное месторождение расположено в Каргасокском районе Томской области в 450 км к северо-западу от областного центра. Месторождение открыто в 1964 году, промышленная СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ нефтегазоносность его связана с поровыми коллекторами пластов Ю11–Ю14 – васюганской;

Ю21, Ю22 – тюменской и Б8, Б10, Б16-20 – куломзинской свит.

Целью работы явилось выявление условий осадконакопления, способствовавших формированию пород коллекторов и флюидоупоров, и установление пространственных закономерностей размещения коллекторов различного типа в циклите Ю13н.

Для диагностики фациальных обстановок использовались данные керна и электрометрия скважин (кривая ПС – самопроизвольной поляризации стандартного каротажа);

строились и анализировались карты:

палеорельефа, мощностей отложений циклита и песчаного тела, литологического состава, песчанистости. В качестве методического обеспечения исследовательских работ использовалась методика картирования и локального прогнозирования литологических ловушек УВ, разработанная B.C. Муромцевым [3] и изложенная в ряде работ А.В. Ежовой [2], В.Б. Белозерова с соавторами [1] и др.

Объект исследования – циклит Ю13н – выделен в составе верхней подсвиты васюганской свиты позднеюрского (оксфордского) возраста. В нефтегазоносном отношении он является частью основного продуктивного горизонта Ю1 Западной Сибири и входит в состав подугольной толщи. Он подстилается отложениями циклита Ю14, перекрывается угольным пластом У1в.

Циклит Ю13н формировался на фоне расширяющейся регрессии, отступления моря, обмеления морского бассейна и приближения береговой линии. Разрез сложен хорошо отсортированными песчаниками с глинистым, иногда кальцитовым цементом. Вверх по разрезу песчаники сменяются маломощными пластами алевролитов, переходящих в глинистые породы. Перекрываются глинистые отложения угольным пластом У 1в.

Согласно карте палеорельефа (рис. 1), на начало формирования циклита Ю13н в центральной части территории располагалась цепь относительно изометричных палеоподнятий замкнутой конфигурации, трассирующаяся с юго-запада на северо-восток и север. Восточный склон поднятий был крутым, западный – более пологим.

Наиболее мощные осадки (рис. 2), достигающие 25,8 м, отлагались на северо-западе и на востоке территории, то есть в пределах склонов палеоподнятий, в то время как в центральной части месторождения, в осевых участках палеоподнятий накапливались менее мощные (максимум 8-9 м) отложения.

В этих же областях (рис. 3 и 4) отмечаются наибольшие мощности песчаного тела и высокая песчанистость разрезов (на большей части территории она составляет более 50 %). Поля распределения этих параметров по площади имеют сходные между собой конфигурации.

В гранулометрическом плане область распространения песчаников крупно-среднезернистого гранулометрического состава (значения ПС от 0,8 до 1) также пространственно совпадает с северо-западной территорией (рис. 5), а разрезы, представленные преимущественно алевролитами и алевритоглинистыми породами (значения пс от 0,4 до 0,2 и менее) имеют ограниченное распространение и отмечаются локально только в центральной части месторождения, где область их развития имеет замкнутую форму.

38 18. 18.00 -35. 14. 22 -43. -35.8 12. 25. 42 16. 16.00 -36.8 18 4 17. -38.4 32 -32.2 18. -35.0 12. 20 18.2 24. - -33.8 36 14.00 11. 14.00 23. -33.4 12 12 55 -32 15.4 -39.8 -58.6 22. 54 16.6 25. -41. 62 - -36.2 12. 16-33.6 21. 16 9. 53 15. -38.2 21 12. -36 12.00 -35. 23 20. 18. 17. -35. -36.4 11 24 9. 24 15. -38 19. -46.6 44 -37.2 17. 25 17. -41.0 56 18. -40 19. -36.0 -36. 10 2 13. 10. 2 18. 10.00 17. -34.2 - -37.0 19. 14. 1 16. - -30.4 3 13. 15. -29. 37 29 9. -36.8 29 -46 8. -32.0 8.00 14. 11. -32.0 14. -48 14. -30.8 13. 13. -50 12. 13 13 33 6. 6.00 -38.0 -52 11. -39.0 14.8 13. -36.8 35 12.0 5 7 10. 5 -32.0 7 -54 14. -36.6 -32.8 15.4 13.7 9. -56 31 4. 4.00 8. -38.4 10. - 2. 2. -42.0 14 9. -35.2 10.2 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16. 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16. Рис. 2. Карта мощностей циклита Ю13н Рис. 1. Карта палеорельефа циклита Ю1 н Тип генетически связан с центральными частями вдольбереговых регрессивных баров, развит участками на севере, северо-западе и юге месторождения, его слагают коллекторы повышенного качества.

Для второго типа характерна меньшая мощность, среднезернистый и средне-мелкозернистый состав песчаников, средняя и высокая песчанистость. Тип генетически связан со склонами вдольбереговых регрессивных баров. Тип оконтуривает участки распространения отложений 1 типа. Его слагают коллекторы хорошего качества.

Для третьго типа характерны средние значения мощностей и глинисто-алевритовый состав, иногда с подчиненными прослоями мелкозернистых песчаников. Тип генетически связан с межбаровыми лагунами, развит локально во впадинах, предполагается его распространение на юго-восток. Его слагают неколлекторы.

В четвертом типе мощности сокращены;

разрез представлен песчаниками разнозернистыми и глинисто-алевритовыми породами. Песчанистость составляет до 58 %. Отложения относятся к фации промоин 240 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР разрывных течений. Тип узкой полосой прослежен с северо-востока на юго-запад через всю территорию. Его слагают коллекторы разного качества: от повышенного до хорошего и плохого.

38 18. 18. 6. 44 8. 21. 42 16. 16. 18 13. 78 15.2 9.4 81 76 20. 13. 74 100. 36 19. 14. 14.00 5. 12 12 55 18. 11.7 17 76 54 90. 54 17.00 11.4 6.9 69 1.9 16. 16 2.8 53 12.2 80. 80 12. 21 12.00 23 15. 14. 12.0 11 14. 24 11. 0.0 44 70. 44 13.00 13. 83 14. 14.5 12.00 10 2 60. 10. 2 11. 10.00 16.3 11. 16.6 85 5.5 10.00 50. 3 9. 11.2 37 29 3.8 8. 8.00 42 40. 8.00 9.5 7. 3.5 6.7 6. 2.5 30. 5.00 13 13 33 6. 28 20. 6.00 4. 8.9 0.0 3.00 60 0 5 5.4 5 10. 2. 0.0 4.0 9.9 26 1. 31 4. 4.00 0. 0. 2.6 2. 2. 14 14 5. 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16. 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 3. Рис. 3. Карта мощностей песчаников циклита Ю13н Рис. 4. Карта песчанистости циклита Ю13н Таким образом, увеличение общих мощностей осадков циклита обусловлено накоплением преимущественно песчаного материала. Первоначально он накапливался на повышенных участках рельефа, а в дальнейшем, по мере подъема морского дна, размывался и разносился волнами из центральных частей палеоподнятий на склоны и пониженные участки.

По форме кривой ПС стандартного каротажа, отражающей условия седиментации и направленность изменения литологического состава во время осадконакопления, была проведена типизация разрезов скважин, в результате которой выделено 4 типа разрезов. Области их распространения показаны на рис. 6.

Для 1 типа характерны: повышенные мощности, песчаный среднезернистый состав и значительная мощностью песчаного тела;

высокая песчанистость. Форма кривой ПС представляет прямоугольник в зоне отрицательных отклонений ПС, со слабо изрезанной боковой линией. В литологическом отношении коллекторы сложены светло-серыми, полимиктовыми, косослоистыми песчаниками, с включениями гнезд пирита, сыпью сидерита, растительного детрита и следами жизнедеятельности донных животных.

хороший проницаемый коллектор хороший проницаемый коллектор (песчаник крупно-среднезернистый (песчаник крупно-среднезернистый неглинистый) неглинистый) проницаемый коллектор проницаемый коллектор (песчаник мелкозернистый) (песчаник мелкозернистый) слабопроницаемый коллектор слабопроницаемый коллектор (смешанные песчано алеврито-глинистыепесчано (смешанные породы) алеврито-глинистые породы) непроницаемый коллектор (алевролит и глинисто- коллектор непроницаемый (алевролит и глинисто алевритовые породы) алевритовые породы) породы-покрышки (глины породы-покрышки и алеврито-глинистые (глины и алеврито-глинистые отложения) отложения) Рис. 5. Карта литологического состава циклита Ю13н Рис. 6. Фациальная карта циклита Ю13н и типы коллекторов по значениям ПС и типы разрезов Таким образом, отложения циклита Ю13н накапливались в условиях регрессивного цикла при расчлененном рельефе дна мелководно-морского бассейна. Наряду с обмелением морского бассейна усиливались процессы механической денудации в областях сноса обломочного материала. Благодаря этому увеличивалось количество доставляемого песка в бассейн седиментации. Неравномерный рост отдельных поднятий приводил к усилению гидродинамической активности на участках подводных сводов и валов. Такие условия седиментации способствовали накоплению песчаного и алеврито-песчаного материала, его хорошей отсортированности и значительной мощности.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Литература Белозеров В.Б., Даненберг Е.Е., Огарков А.М. Особенности строения васюганской свиты в связи с поиском 1.

нефти и газа в ловушках неантиклинального типа // Перспективы нефтегазоносности юго-востока Западной Сибири. – Новосибирск, 1980. – С. 92 – 100.


Ежова А.В. Способы расчленения и корреляция осадочных толщ методом системного анализа на примере 2.

юрских отложений юго-востока Западно-Сибирской плиты // Нефтегазовому образованию в Сибири – 50 лет. – Томск, 2002. – С. 39 – 48.

Муромцев В.С. Электрометрическая геология песчаных тел – литологических ловушек нефти и газа. – Л.:

3.

Недра, 1984. – 260 с.

ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ОТЛОЖЕНИЙ ГОРИЗОНТА Ю1 НА ЗАПАДНО-ОСТАНИНСКОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ (ТОМСКАЯ ОБЛАСТЬ) С.Х. Бешлеев Научный руководитель доцент Н.М. Недоливко Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия В работе изучалось геологическое строение и нефтегазоносность Западно-Останинского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного в зоне сочленения двух крупных структур первого порядка: Нюрольской впадины и Пудинского мегавала.

Объектом исследования послужил горизонт Ю1 юрского нефтегазоносного комплекса, выделенный в объеме верхневасюганской подсвиты и имеющий песчаные пласты, проиндексированные снизу вверх по разрезу как Ю14, Ю13, Ю12 и Ю11.

Отложения горизонта сформированы в разных фациальных обстановках континентального, морского и переходного режимов седиментации и представлены терригенными породами изменчивого состава с разными емкостно-фильтрационными свойствами. Нижняя граница горизонта Ю1 выделяется во всех разрезах достаточно однозначно, так как горизонт залегает на глинисто-алевритовых породах нижневасюганской подсвиты мелководно-морского генезиса, развитой повсеместно и хорошо выделяемой на каротаже. Верхняя граница горизонта также выражена хорошо и проводится по глауконит-содержащим пиритизированным и карбонатизированным алевролитам барабинской пачки георгиевской свиты.

Целью работы явилось изучение геологического строения верхнеюрского разреза, выделение реперных горизонтов, расчленение разреза, корреляция отложений и установления особенностей залежей горизонта Ю1.

Актуальность исследований связана с продуктивностью горизонта, его сложным геологическим строением, латеральной и вертикальной литологической изменчивостью отложений и сложностью поисков залежей, связанных с литологическим замещением пород.

Для литологического расчленения, характеристики и корреляции верхнеюрского разреза использовался керновый материал и комплекс ГИС: стандартный каротаж (КС и ПС);

индукционный каротаж (ИК);

гамма- и нейтронный гамма-каротаж (ГК, НГК);

кавернометрия (КВ);

акустический каротаж (АК) масштабов 1:200 и 1:500. В результате изменения мощности пластов, их литологических характеристик и расстояния между ними, можно выявить условия осадконакопления, фациальную изменчивость и несогласное залегание, выклинивание пластов, тектонические нарушения, размывы.

Вслед за В.Б. Белозеровым, Е.Е. Даненбергом и другими [1, 2], в качестве основных реперных горизонтов были использованы по степени латеральной выдержанности, литологической однородности и образности выражения на кривых ГИС реперные горизонты разных категорий. К реперам первой категории были отнесены: толща аргиллитов баженовской свиты, глинистые породы нижневасюганской подсвиты и угольный пласт У1. Эти отложения ярко выражены на кривых ГИС и прослеживаются на всей изученной территории. К реперам более низкого порядка, вслед за Ежовой А.В. и Недоливко Н.М. [3], нами отнесены угольные пласты:

У1а, У1б, У1в, У1г. В заданном направлении эти реперы прослеживаются во всех семи разрезах скважин.

Мощность реперных горизонтов приблизительно одинаковая: изменяется от 1 до 2 м.

В составе верхневасюганской подсвиты В.Б. Белозеровым и Е.Е. Даненбергом [1, 2] выделены подугольная, межугольная и надугольная толщи. Отложения, объединенные в эти толщи, формировались в течение определенного промежутка времени, характеризуются хроностратиграфическими границами, генетически взаимосвязаны и отражают цикличность седиментации.

Пласт Ю14 выделен в составе нижней части подугольной толщи, охватывает толщу преимущественно песчаных пород от кровли нижневасюганской подсвиты до угольного пласта У1г. Последний представлен хорошо выраженным на каротажных диаграммах угольным пластом мощностью около 1 м с удельным электрическим сопротивлением от 20 до 100 Омм, минимальными значениями ГК и НГК.

Залежь приурочена к песчаникам, имеет локальный характер распространения и вскрыта скв. 16, 17, и 23. По данным ГИС водонефтяной контакт (ВНК) установлен на абс. отм. -2395 м. Залежь является водоплавающей. Ее размеры 1,4 х 0,8 км, высота залежи равна 5 м. Общая толщина изменяется от 8,6 до 20,4 м, в среднем составляя 14,3 м. Нефтенасыщенная толщина колеблется от первых м до 6,8 м (в среднем – 3,1 м).

Отложения характеризуются высокой песчанистостью – коэффициент песчанистости равен 0,71;

расчлененность составляет 3,5. Коэффициент пористости по данным исследований образцов керна (3 определения по 242 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР скважинам) и данным ГИС изменяется в достаточно узких пределах: по керну – от 0,13 до 0,14 (среднее значение 0,14);

по материалам ГИС – от 0,17 до 0,18 (среднее значение – 0,18). Проницаемость по данным ГИС изменяется в пределах от 5,6 до 37,5 мД (в среднем – 35,9 мД). Начальная нефтенасыщенность определена только по материалам ГИС и изменяется в пределах 0,49-0,54 (среднее значение 0,50).

Пласт Ю13 приурочен преимущественно к верхней части подугольной толщи. Он характеризуется значительным чередованием проницаемых и плотных прослоев и представляет собой комплекс песчано алевритовых пластов, разделенных пропластками глин, перекрывыется углем или углисто-глинистой породой, выделяемыми как пласт У1в. В юго-восточной части структуры пласт Ю13замещается плотными породами.

Общая толщина пласта изменяется в пределах от 7,0 до 21,2 м, причем в восточной части структуры она меньше, чем на западной и составляет в среднем 7,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне от 2,2 до 18, м. Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 5,2 м. Пласт характеризуется значительной неоднородностью – низкой песчанистостью (0,42) и высокой расчлененностью (3,8). Водонефтяной контакт для залежи установлен по промыслово-геофизическим данным и принят на отметке -2401 м. Залежь пластовая сводовая (с обширной водонефтяной зоной в западной части структуры). Высота залежи составляет 36 м, размеры равны 4,0 х 1,2 км. Коэффициент пористости по результатам исследований 8 образцов керна изменяется в пределах от 0,12 до 0,16 (среднее 0,14), по данным ГИС она изменяется в диапазоне от 0,17 до 0,18 (среднее 0,17). Проницаемость по данным исследований 8 образцов керна невелика и изменяется от 1,2 до 7,9 мД (среднее 3,5 мД). По материалам ГИС проницаемость изменяется в пределах от 4,6 до 37,0 мД (среднее 30,5 мД). По результатам 4 гидродинамических исследований (по 2 скважинам) среднее значение проницаемости составляет 10,5 мД (при вариации в пределах от 5,0 до 16,0 мД). Начальная нефтенасыщенность, определенная по данным ГИС, изменяется в пределах от 0,48 до 0,60 (среднее 0,59). Нефть пласта Ю 13 по поверхностным пробам характеризуется следующими свойствами: кинематическая вязкость – 2,58 мм2/с, содержание серы – 0,35 %, парафина не обнаружено, смол – 5,9 %, асфальтенов – 5,3 %.

Пласт Ю12 выделен в составе надугольной толщи и представлен преимущественно песчаной толщей. Он залегает на угольном пласте У1 и, как правило, достаточно уверенно отделяется от вышележащих отложений глинистым пропластком толщиной от 4 до 8 м. В разрезе он представлен одним тонким пропластком песчаника, в ряде случаев – двумя или более песчаными пропластками, разделенными тонкими глинистыми или алевролитовыми прослоями. В северной и южной частях структуры коллекторы пласта ограничены литологическим замещением.

Общая толщина пласта колеблется от 1,6 до 5,8 м, эффективная нефтенасыщенная – от 0,6 до 4,6 м.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина пласта составляет 1,3 м. Пласт характеризуется низкой песчанистостью (коэффициент песчанистости 0,53) и расчлененностью 1,3. Коэффициент пористости по данным исследований одного образца керна составляет 0,14;

по материалам ГИС изменяется в пределах от 0,12 до 0,17, в среднем составляя 0,15.

Проницаемость пород по данным исследований одного образца керна составила 1,4 мД. По геофизическим данным проницаемость изменяется в пределах от 1,5 до 22,2 мД, среднее значение равно 6,0 мД.

ВНК по залежи пласта Ю12 принят на отметке -2401 м. Залежь пластовая сводовая с незначительной водонефтяной зоной. Размеры залежи равны 3,0 х 2,5 км, высота изменяется в пределах 45,5-54,5 м.

Пласт Ю11 имеет изменчивый состав и толщина его колеблется от 6 до 20 м. Это объясняется не только обстановкой осадконакопления, но и размывом кровли циклита в начале кимериджского века. К песчаному пласту циклита приурочена одна нефтегазоконденсатная залежь. Залежь пластовая сводовая с незначительной водонефтяной зоной. Она имеет размеры 9 х 5 км, высоту – 45 м. Газовая шапка пласта Ю11 вскрыта скважинами 22, 23, 16 и 17. Ее размеры равны 1 х 1 км, высота – 7,4 м. Пласт имеет наибольшее распространение по площади и содержит 87 % начальных извлекаемых запасов нефти всего месторождения. В разрезе пласт представлен в основном одним (более чем в половине скважин) песчаным пропластком толщиной в среднем около 10 м. В остальных скважинах пласт Ю11 слоями глинистых пород или алевролитов делится на 2-6 пропластков с общей толщиной 12-13 м. Покрышкой служат аргиллиты георгиевской, баженовской и куломзинской свит. Общая толщина пласта Ю11 колеблется от 6 до 20 м, эффективная нефтенасыщенная – от 1,6 до 18,0 м.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составляет 6,8 м, средняя газонасыщенная толщина – 3,8 м.

Водонефтяной контакт принят на абсолютной отметке –2401 м, ГНК –356 м. Отложения характеризуются высокой степенью песчанистости – коэффициент песчанистости составляет 0,70. Расчлененность равна 3,0.


По данным исследований керна (159 образцов из 6 скважин) коэффициент пористости пород изменяется в пределах от 0,04 до 0,20 и в среднем составляет 0,14. Проницаемость изменяется в пределах от 1,1 до 254,1 мД (среднее значение равно 19,2 мД). Нефтенасыщенность пласта (129 исследований по двум скважинам) изменяется в пределах от 0,27 до 0,78 (составляя в среднем 0,62). По данным геофизических исследований скважин коэффициент пористости изменяется от 0,14 до 0,18 (среднее значение равно 0,16), проницаемость изменяется в пределах 31,3-33,8 мД (среднее значение – 24,3 мД). Нефтенасыщенность изменяется в пределах от 0,47 до 0,74 (среднее значение – 0,63). По результатам гидродинамических исследований проницаемость изменяется в пределах 2,0-50,7 мД (среднее значение – 12,0 мД).

Определение коэффициента вытеснения нефти водой проведено в лабораторных условиях на образцах из двух скважин. Его величина оценена равной 0,5 при проницаемости порядка 0,025 мкм2. Нефть пласта Ю11 по поверхностным пробам характеризуется следующими свойствами: плотность – 0,812 г/см3, кинематическая вязкость – 2,79 мм2/с, содержание серы – 0,32 %, парафина – 3,15 %, смол – 4,26 %, асфальтенов – 0,47 %. Газ газовой шапки является типичным для газоконденсатных месторождений, он содержит 84,03 % метана, 2,04 % этана, 1,6 % пропана, плотность газа – 0,939 кг/м3. Газовый конденсат имеет плотность 0, СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ г/см3, молекулярный вес – 100,9. Количество растворенных газов и легких углеводородов составляет: до С 4 – 4, %, до С5 – 9,02 %.

Васюганский горизонт с размывом перекрывается георгиевским. В основании георгиевской свиты залегает пласт Ю10. Он отделяется от пласта Ю11 глинистым пропластком небольшой мощности, о чем свидетельствует отклонение кривой ПС вправо. Мощность пласта изменяется от 1 до 4 м. Выше его расположена барабинская пачка, сложенная плохо отсортированными, глауконитосодержащими, пиритизированными, кальцитизированными алевролитами, содержащими фаунистические остатки (битые ракуши, ростры белемнитов).

Глинистая часть георгиевской свиты, представленная темно-серыми тонкодисперсными глинами, имеет незначительную мощность. Баженовская свита, представленная битуминозными аргиллитами, имеет хорошо выраженную геофизическую характеристику: очень высокие значения – до 240 Омм и высокие значения естественной радиоактивности (до 60 ). Подошва баженовской свиты является реперной поверхностью на юго востоке Западно-Сибирской плиты.

Литература Белозеров В.Б., Брылина Н.А., Даненберг Е.Е. К проблеме поисов лито-стратиграфических ловушек в 1.

верхнеюрских отложениях юго-востока Западной Сибири // Тноретические и региональные проблемы геологии нефти и газа. – Новосибирск, 1991. – С. 171 – 180.

Белозеров В.Б., Брылина Н.А., Даненберг Е.Е. Литостратиграфия отложений васюганской свиты юго-востока 2.

Западно-Сибирской плиты // Региональная стратиграфия нефтегазоносных районов Сибири. – Новосибирск, 1988. – С. 75 – 83.

Ежова А.В., Недоливко Н.М. Стратиграфия и корреляция отложений средней-верхней юры восточной части 3.

Нюрольской впадины // Проблемы стратиграфии мезозоя Западно-Сибирской плиты / Под ред. Ф.Г. Гурари, Н.К. Могучевой. – Новосибирск: СНИИГГиМС, 2003. – С. 107 – 117.

ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ ГАЗА ИЗ НЕТРАДИЦИОННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ НИЖНЕГО МЕЛА ЗАПАДНОУКРАИНСКОГО БИТУМОНЕФТЕГАЗАНОСНОГО РЕГИОНА В.С. Боднарчук Научный руководитель профессор А.А. Орлов Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа, г. Ивано-Франковск, Украина В связи с обострением дискуссии по проблеме возможности поисков, разведки и добычи природного газа в Карпатском регионе были проведены полевые исследования пород спасской свиты в обнажениях русла р.

Днестр и его притоков, на площади посёлков Тершов, Бусовыско и Верхний Лужок в 15 км юго-западнее г.

Старый Самбор [1].

В геологическом отношении данная площадь находится в пределах Береговой скибы Скибовой зоны Карпат, в краевой северо-восточной полосе надвига указанной скибы на Бориславо-Покутскую подзону Внутренней зоны Предкарпатского прогиба. Об этом свидетельствует частое залегание пород под углами 80-90.

Интересно, что в обнажениях вдоль р. Днестр отмечены вертикально залегающие консолидированые породы спасской свиты. Однако на отдельных участках можно наблюдать выполаживание пластов пород, где они залегают под малыми углами падения, а в некоторых случаях почти горизонтально.

Отложения спасской свиты являют собой слоистую толщу, которая состоит из черных сланцевоподобных аргиллитов и сланцев, темно-серых алевролитов, серых и темно-серых песчаников, встречаются кое-где слои светло-серых полосчатых известняков. Встречаются черные аргиллиты, метаморфическое превращение которых позволяет называть их сланцами, и темно-серые алевролиты, слабо известковые, а также слои и прослойки этих пород, которые не реагируют с НСl. Везде в свежем изломе черносланцевых аргиллитов и темно-серых алевролитов присутствует сильный запах битума. Кроме того, черный аргиллит – жирный на ощупь. Песчаники, которые залегают в толще спасской свиты, серые, в основном кварцевые, с глауконитом, от мелко- до среднезернистых, слабо- и среднеизвестковые. Их толщина иногда превышает 60 см. Известняки серые, очень часто полосчатые, сильно метаморфизованные, толщиной до 60 см.

Из отобранных образцов пород были изготовлены шлифы, по которым были проведены литологические и микроскопические исследования, в результате которых отмечено присутствие большого количества органики в породах.

Следовательно, спасская свита нижнего мела, вероятно, является перспективным объектом для поисков, разведки и добычи углеводородного сырья, как в традиционных породах-коллекторах, так и природного газа из битуминозного аргиллита, методом бурения горизонтальных скважин с последующим гидроразрывом пластов.

Кстати, в 1977 г. подобные спасской свите отложения были вскрыты поисково-разведочными скважинами в пределах Западно-Сибирской платформы в верхнеюрских отложениях, из которых были получены промышленные дебиты нефти (100 и более тонн в сутки). Указанные отложения юры состоят, как и спасская свита, из сланцевоподобных аргиллитов и алевролитов, которые ранее рассматривались как породы-покрышки.

Но они оказались значительно более насыщены нефтегазоконденсатом и были описаны в литературе, как новый 244 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР тип пород-коллекторов – бажениты [4]. Они мало чем отличаются от темно- и черносланцевых пород спасской свиты, вскрытых скважиной Шевченково-1 в интервале 5280-5286 м. Происхождение углеводородных залежей баженитов большинством исследователей связывается со сланцеватостью и микрокливажными трещинами в породах, в которых углеводородные флюиды отжимались непосредственно из черных аргиллитов и сланцев [1, 4, 5].

В настоящее время нами (Боднарчуком В.С., Мазур А.П. и Велыченко Л.М.) продолжаются исследования спасской свиты нижнего мела в Межгорском районе Закарпатской области, где мощные пласты сланцеватых пород выходят на дневную поверхность в русле р. Река, на территории п. Майдан, который располагается в 20 км к северо-западу от пгт. Межгорье. В районе выхода горных пород был проведен отбор образцов для дальнейших исследований. В геологическом отношении данная площадь находится в пределах Кросненской зоны Складчатых Карпат. Породы здесь залегают под разными углами (от 45 до 65°), однако встречаются обнажения с залеганием пород под углами 85-90°.

Отложения спасской свиты в данном районе предаставляют собой толщи сланцеподбных аргиллитов и темноцветных сланцев (от серого к черному), участками встречаются пласты серых и темно-серых песчаников.

Аргиллиты черные, неизвестковистые, мягкие, тонкослоистые, хрупкие. Зачастую в породах по плоскостям наслоения или по трещинам имеются налеты гидроксидов железа. Аргиллиты состоят из тонких пелитовых частиц глинистых минералов, которые образуют вместе с примесями (5-10 %) пелитоморфного кремнезема достаточно однородную основную массу, обогащенную тонкодисперсным пиритом. В ней иногда присутствует небольшое количество (до 10 %) мелких алевритовых зерен кварца, полевых шпатов и чешуек мусковита.

Структура сланцеватого аргиллита пелитовая или алевритопелитовая;

текстура однородная или микрослоистая. Последняя обусловлена неравномерностью распространения примесей и окраски пород.

Толщина сланцеватых аргиллитов иногда достигает до 2 м и более. Встречаются также песчаники темно-серые и серые, кварцевые, мелкозернистые (редко – среднезернистые), алевролиты кремнистые, иногда известковые, очень плотные и крепкие, нередко кварцитовые, тонкослоистые (0,1-1,5 м, реже до 0,3 м), сильно трещиноватые.

Цемент кремнистый, глинисто-кремнистый или карбонатный. Текстура песчаников однородная и слоистая. При полевых исследованиях было отмечено отсутствие реакции горных пород с HCl.

Также отмечена полоса красноцветных сланцев толщиной до 5 м. Кирпично-красные образования гидрооксидов железа связаны с выветриванием черных битуминозных сланцеподобных аргиллитов и сланцев.

Они представляют собой высохшую на солнце гелеподобную массу гидрооксидов железа, которые образовались за счет окисления пирита и органических веществ. Особенно, принимая во внимание, что данный район находится на склонах высот и часто в его пределах встречаются участки, на которых грунтовая вода выходит на поверхность не в виде ключа, а просачивается сквозь породы, разливаясь по площади и на поверхности пород в обнажениях. В пределах этих участков процессы окисления пирита и органических веществ при нагревании проходят со сравнительно большей интенсивностью. Окисленное железо залегает в виде геля гидроокиси и оседает на плоскостях наслоения и по щелям, образуя присыпки, таким образом, окрашивая эти небольшие площади в кирпично-красный цвет. Они располагаются на склонах в обнажениях, которые обращены к солнцу.

Окисление пирита и органических веществ вызывает изменение цвета черных пород.

Предыдущие макроскопические исследования отобранных из обнажений образцов пород позволяют говорить о том, что они обогащены органическим веществом. Об этом свидетельствует, как их черная окраска, так и запах битумов в свежем изломе горных пород, которые жирные на ощупь.

О наличии высокого содержания битумоидов также свидетельствует проведенный в лабораторных условиях люминесцентно-битуминологический анализ образцов, отобранных в обоих районах. Встречаются битумы разных типов. В основном это смолистые и маслянисто-смолистые битумы. Результаты лабораторных работ прошлых лет свидетельствуют о том, что поток газообразных углеводородов на своем пути значительно изменяет состав, в том числе вплоть до образования смолистых веществ.

Содержание битумов в исследуемых породах колеблется в широких пределах от 0,04 до 1,25 %, а в растворе составляет в среднем – 3,1*10-4 г/мл. Опираясь на лабораторные исследования, которые были проведены на многих месторождениях нефти и газа, содержимое битумов не превышало n х10-4 %. В таком случае можно сделать вывод, что территории исследований достаточно богаты битами. Битумы легкие, о чем свидетельствует ярко-голубая окраска смеси измельченной породы и хлороформа под ультрафиолетовым светом.

Цвет люминесценции капиллярных вытяжек позволил определить, что битумы, которые содержатся в породе, относятся к сапропелевому типу, тип битумоида – С. В результате полного комплекса лабораторных исследований, который включал в себя сравнение свечения битуминозных включений непосредственно в пробирках, сравнение капиллярных вытяжек, проведение крапельного анализа (нанесение капли нелюминесцирующего растворителя – хлороформа, CHCl3), был сделан вывод, что исследуемые породы перспективны в плане поисков, разведки и добычи газа из нетрадиционных пород-коллекторов. Все вышеприведенные результаты получены из пород спасской свиты, отобранных в обнажениях р. Днестр и ее притоков в районе г. Старый Самбор и р. Река – п. Майдан.

Следует обратить особенное внимание на то, что при проведении полевых геологических исследований в пределах п. Майдан Закарпатской области, на северо-восток от автомобильного моста, который находится на крайнем рубеже населенного пункта на расстоянии около 1,5 км, было обнаружено небольшое болото. Оно размещено в 5-7 м от р. Река на одной из ее террас. На данном участке был замечен интенсивный выход газа из водоема. Учитывая, что этот регион славится своими минеральными источниками, а вблизи находится п. Соймы с источником минеральной воды, было выдвинуто предположение, что это выход сероводорода или обычного болотного газа. Однако после того, как в южной части болота были замечены маслянистые плёнки на СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ поверхности воды, был осуществлен отбор проб газа и жидкости для дальнейшего их исследования уже в лабораторных условиях. Проведя лабораторные исследования отобранных проб, были получены позитивные результаты, которые свидетельствуют о том, что в данной местности наблюдался выход природного газа. Это подтверждается углеводородными компонентами, выявленными при анализе. Но в связи с тем, что пробы отличаются содержимым одна от другой, хотя отобраны в пределах небольшой территории, впоследствии планируется провести более детальные полевые геологические исследования данного региона, потому что на данный момент еще невозможно сделать конечный вывод о причине отличия в показателях.

На данном этапе исследований можно даже сделать предположение, что на исследуемом участке толща спасской свиты нижнего мела газоносная. Выше упомянутый естественный газ, который выделяется из пород этой толщи, является следствием его вертикальной миграции даже к дневной поверхности, то есть дизмиграции из газовых источников, которые сосредоточены в нижнемеловой толще на еще неопределенных глубинах.

Указанное свидетельствует о высокой перспективности в отношении поисков и добычи природного газа из спасской свиты нижнего мела Закарпатья, как из традиционных, так и из нетрадиционных коллекторов. Поэтому, возможно даже в будущем рекомендовать данную территорию для более детальных и тщательных поисков и разведки природного газа.

Именно по этой причине беспрекословным является тот факт, что поиски и разведка природного газа из нетрадиционных коллекторов являются перспективными. Однако нужно сказать, что экологические аспекты добычи углеводородных энергоносителей из нетрадиционных коллекторов, таких как сланцы, сланцеватые аргиллиты и алевролиты, изучены недостаточно для применения такого коврового метода добычи в пределах заселённых западных областей Украины, особенно это касается бурения горизонтальных скважин до 5 км в большом количестве под населенными пунктами. Поэтому мы предлагаем кардинально другой подход в решении данной проблемы, а именно, проведение работ на старых уже загрязненных углеводородных месторождениях путем бурения горизонтальных скважин в толщах, которые считались покрышками, однако очень обогащенных органическим веществом, как, например, сланцеподобные аргиллиты менилитовой свиты, спасской свиты, глинистые толщи неогена Внешней зоны Предкарпатского прогиба, Волыно-Подольской плиты и даже Закарпатья, которое рассматривается нами более детально в опубликованной статье и других источниках [1, 2, 3]. Но в указанных толщах необходимо в будущем провести детальные палеогеотермические исследования для определения стадий катагенеза органического вещества и условий его превращения в газовые углеводороды.

Литература Бітумонафтогазогеологічне районування і напрямки пошуків нафти і газу в нетрадиційних колекторах західних 1.

областей України / Орлов О.О., Боднарчук В.С., Калиній Ю.А., Мазур А.П. // Науковий вісник: наук.-техн.

журнал ІФНТУНГ, 2012. – № 3 (33). – С. 17 – 29.

Орлов О.О., Боднарчук В.С. Основні об'єкти пошуків газу в бітумінозних відкладах в західних областях України 2.

// Вісник харківського національного університету імені В.Н. Каразіна. – Харьків, 2012. – № 997. – С. 50 – 58.

Орлов О.О., Омельченко В.Г., Локтєв А.В. Сланцевий і вугільний газ та інші джерела енергоносіїв майбутнього.

3.

– Івано-Франківськ: Симфонія форте, 2012. – 152 с.

Нестеров И.И. Новый тип коллектора нефти и газа // Геология нефти и газа. – Москва, 1979 – № 10. – С. 26 – 4.

29.

Пути повышения эффективности поисков залежей нефти и газа в пластах Ю 0, Ю1 и Ю2-Ю20 юрских отложений 5.

Среднего Приобья / Орлов А.А., Журакивский М.Д., Ляху М.В. и др. // Известия высших учебных заведений.

Нефть и газ. – М., 1986. – С. 6 – 8.

НОВЫЙ ВЗГЛЯД НА ПРИРОДУ КОЛЛЕКТОРОВ В ГРАНИТАХ МЕСТОРОЖДЕНИЯ «БЕЛЫЙ ТИГР» (ВЬЕТНАМ) Буй Кхак Хунг Научные руководители доцент Т.Г. Тен, доцент В.Н. Ростовцев Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия При всем многообразии типов залежей углеводородов, сложности их строения нефтяная залежь, контролируемая отложениями гранитов месторождения Белый Тигр, уникальна. Во-первых, огромные запасы нефти сконцентрированы в отложениях гранитоидов. Во-вторых, с точки зрения современных взглядов осадочно-миграционной теории происхождения нефти эти отложения не могут генерировать нефть и газ, а миграция нефти из миоценовых и олигоценовых отложений в коллекторы фундамента, как это считают многие исследователи, по ряду причин малоубедительна. В-третьих, до настоящего времени нет единства взглядов на условия формирования и тип коллекторов продуктивных гранитоидов Белого Тигра. В настоящее время общепринятым считается, что в этой залежи мы имеем дело с трещинно-кавернозным типом коллектора. По мнению ведущих специалистов [1], занимающихся системным изучением этого месторождения, коллекторы такого типа сформировались следующим образом: «Под воздействием геологических процессов в массиве фундамента образовались пустоты в виде трещин, каверн, пор и карстообразных полостей. Главными факторами их формирования являются петрографический состав, тектонические движения, гидротермальные процессы, явления катаклаза и дробления». Такая формулировка представлений коллекторов этого типа порождает ряд вопросов, связанных или с неточностью терминологии или с неправомерностью предполагаемых процессов. Как петрографический состав гранитов может стать главным фактором их формирования, или как в гранитах могут 246 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР протекать широкомасштабные гидротермальные процессы, не говоря уже об карстообразовании в гранитах? Не менее интересным остается вопрос, как при наличии трещиноватого коллектора мы получаем притоки нефти в 1500 и 150 т/сутки? При этом данные открытой пористости пород фундамента по керну характеризуют, главным образом, плотную, непроницаемую матрицу или блоковую часть сложного коллектора. Как при среднем значении открытой пористости по керну в 2 %, проницаемость изменяется в большом диапазоне, от единицы до нескольких тысяч мД. Отсутствие связи между пористостью и проницаемостью свидетельствует о том, что мы имеем принципиально новый тип коллектора, который объяснить только трещиноватостью достаточно сложно.

Пытаясь ответить на эти сложные вопросы, в первую очередь, было рассмотрено геологическое строение месторождения Белого Тигра в целом. В принципе структура месторождения Белого Тигра сформирована выступом гранитного массива амплитудой 1800-2000 м, который в раннем олигоцене воздымался над этой территорией (рис. 1) [2]. К этому выступу, начиная с его подножья, постепенно наращиваясь, отлагаются отложения нижнего олигоцена, представленные свитой чаку. Отложения этой свиты представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, глин, прослоев угля – преимущественно отложениями континентального генезиса.



Pages:     | 1 |   ...   | 12 | 13 || 15 | 16 |   ...   | 45 |
 





 
© 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.