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 |   ...   | 16 | 17 || 19 | 20 |   ...   | 45 |

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

-- [ Страница 18 ] --

Была выдвинута гипотеза о том, что функции плотности распределений каждой моды подчиняются логнормальному закону вида (1) где – случайная величина (инкрементная пористость), и – математическое ожидание и среднеквадратичное отклонение. Параметры функций плотности распределения для каждой моды подбирались так, чтобы сумма функций распределений обеспечивала наилучшее согласие с эмпирическими данными.

На рис.2 в качестве примера представлен результат аппроксимации эмпирического бимодального распределения пор по размерам для кластера с КП и КПР. Коэффициент достоверности аппроксимации равен 0,63.

В результате выполненного анализа данных ртутной порометрии и фильтрационно-емкостных характеристик образцов керна из продуктивного, сложно построенного терригенного коллектора одного из месторождений Восточной Сибири выявлено следующее:

- статистическая связь между пористостью и проницаемостью низкая;

- по виду функций распределения пор по их радиусам, выявленных в результате обработки кривых капиллярного давления, все рассмотренные образцы можно разделить на 12 групп (кластеров);

- функции распределения пор по их радиусам в общем случае имеют полимодальный характер;

- каждую моду распределения можно описать логнормальной функцией распределения;

- дополнительные моды могут быть cвязаны как с вторичными геохимическими процессами, так и с условиями седиментации в процессе формирования породы.

Рис. 2. Зависимость инкрементной пористости от радиуса пор (залитые точки) и кривая, аппроксимирующая бимодальное логнормальное распределение (сплошная линия).

Пунктирные линии – функции распределения каждой моды Полученные в работе результаты могут быть использованы на ранних стадиях разведки нефтегазового месторождения, на стадии построения фациальной модели. Если каждая мода функции распределения пор по их радиусам отвечает определенной литолого-фациальной обстановке формирования коллектора, то на основе фациальной модели месторождения можно предсказывать фильтрационно-емкостные свойства коллекторов.

Литература Алексеев В.П. Литолого-фациальный анализ: Учебно-методическое пособие к практическим занятиям и 1.

самостоятельной работе по дисциплине «Литология». – Екатеринбург: Изд-во УТГГА, 2003. – 147 с.

Giesche H. Mercury Porosimetry: a General (Practical) Overview // Part. Part. Syst. Charact. – 2006. – V. 23. – P. 1– 2.

11.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ ОЦЕНКА ВЛИЯНИЯ ПАЛЕОТЕКТОНИКИ НА ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «ДРАКОН» (ВЬЕТНАМ) Нгуен Минь Хоа Научный руководитель доцент Т.А. Гайдукова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Известно, что нефтегазоносность территории зависит от характера проявления тектонических процессов, обусловливающего формирование нефтегазоносных комплексов и зон нефтегазонакопления.

По состоянию на 01.01.2007 г на месторождении Дракон промышленная залежь нефти выявлена в вулканогенно-магматогенных породах фундамента. Осадочный комплекс представлен отложениями нижнего миоцена и верхнего олигоцена. Породы нижнего олигоцена не прослеживаются в пределах участка Дракон.

Комплекс развивается в сторону погружения кровли фундамента за пределами площади. Данные бурения, ГИС, лабораторные исследования керна указывают на низкие перспективы нефтегазоностности терригенного разреза [1]. В результате, отложения нижнего миоцена и олигоцена не испытывались.

Покрышкой являются глинистые отложения олигоцена, залегающие с угловым и стратиграфическим несогласием на эродированной поверхности фундамента. В разрезе осадочного комплекса пород на месторождении не выявлены залежи нефти и газа. Но перспективы нефте-газоносности песчаных пластов олигоцена окончательно не оценены, т. к. поисково-оценочные работы проводятся только в вулканогенно магматогенных породах фундамента. По одной из гипотез, месторождение Дракон, приуроченное к породам фундамента, сформировано в результате миграции УВ с больших глубин по зонам наилучших коллекторов, а именно по дизъюнктивным нарушениям. Об этом свидетельствуют фонтаны нефти с глубин 4000 м (условный ВНК принят на а. о. -2950 м) и отсутствие подошвенной воды на месторождении ЮВД. Получается, что высота залежи УВ (в зоне сочленения с осадочным комплексом) превышает мощность осадочного чехла.

Для объяснения факта существования нефти в породах фундамента, согласно гипотезе органического происхождения нефти и газа при большом пластовом давлении в нефтематеринских отложениях, возможна из них миграция нефти (выдавливание может происходить вниз).

Смежные с Юго-Восточным Драконом (ЮВД) прогибы характеризуются погружением кровли фундамента и наращиванием мощности отложений терригенного комплекса, что может служить предположением об увеличении в разрезе пластов песчаников. Однако учитывая ряд геологических факторов, анализ геофизического материала по скважинам из прилегающих к месторождению участков, можно сказать, что, как правило, песчаники данного разреза из-за увеличений депрессий на пласты имеют пониженные фильтрационно-емкостные свойства, или являются неколлекторами. Вышеуказанные характеристики осадочных пород данного района представлены в схемах корреляционных разрезов скважин участка ЮВД [3].

Залежь нефти, выявленная в фундаменте, является массивной. Строение ее контролируется морфологией кровли ловушки, объемом и структурой проницаемой части пород, гипсометрическим положением условного водонефтяного контакта (ВНК усл. а.о. -2950 м).

Массивный тип залежи и приуроченность зоны повышенной трещинноватости к верхней части разреза фундамента создают благоприятные предпосылки для получения высокодебитных притоков нефти по всей площади залежи, в т.ч. в периферийных частях структуры вблизи УВНК, что подтверждается результатами испытания скважины R-201 [2].

На рис. 1 приведено схематическое изображение изменения тектонических движений во времени (от олигоцена до плиоцена) на площади месторождения ЮВД [2]. В олигоцене (в свите Чатан) мощность резко изменяется с ЮЗ на СВ, здесь разная мощность осадков свиты от 274 до 766 м (рис. 1).

И на структурной карте (рис. 2) отмечены многочисленные дизъюнктивные нарушения, которые свидетельствуют о неравномерном тектоническом режиме на территории исследования.

На палеопрофиле (рис. 1) видно, что западный блок в олигоцене (свита Чатан) подвергался более интенсивному прогибанию, чем северо-восточный. В плиоцене тектонический режим повсеместно стабилизировался, то есть наблюдается равномерное прогибание территории исследования, о чем свидетельствует одинаковая (603 м) мощность осадков свиты Бьендонг (плиоцен).

При исследовании палеотектонических факторов было выявлено, что в целом структура осадочных пород не меняла морфологию в течение от Чатана до Бьендонга (олигоцен-плиоцен), значит, существовал спокойный тектонический режим, благоприятный для миграции флюидов и заполнения ловушки УВ.

308 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 1. Палеотектонический профиль по скважинам R201-R14-R21 месторождения ЮВД Рис. 2. Схема профиля по скважинам R201-R14-R21 месторождения ЮВД Литература Донг Ч.Л., Плынина А.В. Особенности построения гидродинамической модели залежи фундамента 1.

месторождения Дракон // Нефтяное хозяйство, 2006. – № 5. – C. 26 – 30.

Нейман В.Б. Теория и методика палеотектонического анализа. – М.: Недра. – 80 с.

2.

Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского 3.

потенциала и нефтегазоносности. – М., 2005. –153 с.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ УСЛОВИЯ ОБРАЗОВАНИЯ ТРЕЩИНОВАТЫХ КОЛЛЕКТОРОВ В ЭФФУЗИВНЫХ ПОРОДАХ, ВМЕЩАЮЩИХ ЗАЛЕЖИ НЕФТИ НА МЕСТОРОЖДЕНИИ «ДРАКОН»

(ВЬЕТНАМ) Нгуен Минь Хоа Научный руководитель доцент Т.А. Гайдукова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия Месторождение Дракон – одно из крупнейших нефтяных месторождений на юге Вьетнама – шельфе Южно-Китайского моря, в пределах Меконгской впадины разрабатывается СП «Вьетсовпетро». Первый промышленный приток нефти на месторождении получен в 1985 г. На 01.01.06 г. на нем пробурена 21 скважина.

Нефть обнаружена в нижнемиоценовых, верхнеолигоценных отложениях, а также в породах фундамента до третичного возраста. Вскрытая бурением часть разреза фундамента представлена гранитами и гранодиоритами [1].

Месторождение Дракон приурочено к антиклинальной структуре, расположенной на Юго-Восточном борту Меконгской впадины (рис. 1).

К юго-востоку от центральной, наиболее поднятой части площади Дракон, установлен локальный выступ фундамента, отделенный от основного поднятия глубокими прогибами и названный участком Дракон, который по размерам можно отнести к тектоническим структурам IV порядка.

Депрессионные зоны, ограничивающие со всех сторон территорию месторождения Дракон, создают благоприятные тектонические условия для формирования структурной ловушки, в которую из погруженных зон мигрируют углеводороды вверх по восстанию слоев. Важными элементами тектонического строения Дракон являются дизъюнктивные нарушения. Согласно результатам интерпретации материалов сейсморазведки 3Д, в пределах замкнутого контура структуры и вблизи него, по кровле фундамента прослеживаются разломы трех направлений простирания: северо-восточного, субширотного и субмеридионального, которые создают сложную картину разбитости структуры.

Показательно, что от наиболее приподнятой части структуры нарушения радиально расходятся в северном, западном, юго-западном и юго-восточном направлениях. Амплитуда самого западного нарушения – взброс, расположенного за контуром участка Дракон, достигает 850 м. Внутри структуры амплитуда нарушений не превышает 500 м, и при высоте залежи 1200 м влияние нарушений на ее строение ограничено и, скорее всего, сводится к увеличению трещиноватости разреза вблизи разломов. Вверх по разрезу в нижнем миоцене уже наблюдается затухание тектонических нарушений. Это хорошо видно на pисунке 2.

По схожести структурных планов, степени вторичной изменчивости пород (катагенез) и характеру магматогенных образований в разрезе участка Дракон можно выделить 3 структурных этажа: докайнозойский фундамент, промежуточный (олигоценовый) комплекс и платформенный (миоцен-четвертичный) чехол.

Структурные этажи отделены друг от друга угловыми и стратиграфическими несогласиями (отражающий сейсмический горизонт СГ-АФ).

Современное строение кровли кристаллического фундамента отражает СГ-АФ. Кристаллический фундамент включает в себя вулканогенно-магматогенные образования, залегающие ниже СГ-АФ.

Массивная залежь нефти на участке ЮВД выявлена в породах фундамента, в связи с чем, основные параметры структуры проводятся по кровле сейсмического горизонта АФ, а также по СГ-10 в олигоцене. По кровле фундамента участок Юго-Восточный Дракон представляет собой сложно построенную структуру, замкнутый контур которой фиксируется изогипсой -2925 м. В пределах этого контура выделяются три локальных блока: Краевой, Центральный и Восточный [3].

По кровле фундамента участок Юго-Восточный Дракон представляет собой сложно построенную структуру, замкнутый контур которой фиксируется изогипсой -2925 м. В пределах этого контура выделяются три локальных блока: Краевой, Центральный и Восточный. Для всей юго-восточной Азии в позднемеловое эоценовое время характерно преобладание процессов сжатия и инверсии, тектонические движения положительного знака и заметная активизация эффузивного магматизма [2].

В позднемеловое-палеоценовое время завершается мезозойский цикл тектогенеза и формируется единая складчатая область мезозоид на территории Индокитая, Таиланда, Бирмы и др. Происходит формирование мощных интрузивных тел гранитоидного состава, активно участвовавших в тектонофизических процессах.

310 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 1. Схема тектоники месторождения Дракон Sh Sh Sh Shb Рис. 2. Сейсмический разрез через скважины R-14 – Таблица Основные параметры структуры участка юго-восточный дракон Последняя замкнутая Сейсмические горизонты Амплитуда, м Размеры, км изогипса, м (а. о.) СГ-АФ -2925 1200 6x СГ-10 -2700 400 1,5 x 2, СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Длительный период (от позднего мела до позднего олигоцена) нахождения выступа фундамента участка Юго-Восточный Дракон в континентальных условиях явился благоприятным для формирования пустотного пространства, особенно в зонах дизъюнктивных нарушений, где наблюдается наибольшее скопление УВ.

Литература Донг Ч.Л., Плынина А.В. Особенности построения гидродинамической модели залежи фундамента 1.

месторождения Дракон // Нефтяное хозяйство, 2006. – № 5. – C. 26 – 30.

Поспелов В.В. Кристаллический фундамент: геолого-геофизические методы изучения коллекторского 2.

потенциала и нефтегазоносности. – М., 2005. – C. Характер пустотности и состава пород нефтесодержащего фундамента шельфа Южного Вьетнама / Арешев 3.

Е.Г., Гаврилов В.П., Поспелов В.В. и др. // Нефтяное хозяйство, 1996. – № 8. – С. 27 – 29.

ВЫЯВЛЕНИЕ СТРУКТУРНО-ТЕКТОНИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НА БАЗЕ ПОЛЕВЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ БЛОКА «ЛАЛИ» (ПРОВИНЦИЯ ДЕЗФУЛ, ИРАН) А.А. Нехаев Научный руководитель научный сотрудник В.Н. Макаревич Общество с ограниченной ответственностью «ГеоПрогноз», г. Санкт-Петербург, Россия Представления о строении рассматриваемого региона выполнены на основании изучения литературных источников, а также данных предыдущих и авторских исследований [1, 2, 5, 3, 7, 4, 6, 8].

Блок Лали расположен в пределах складчато-надвиговой системы Загроса в провинции Дезфул Имбеймент, Иран (рис. 1). Южная часть относится к Предзагроскому передовому (краевому) прогибу называемому также Месопотамским. В геодинамическом аспекте район расположен на пассивной окраине Аравийской плиты. Осадочный комплекс состоит из палеозойско-мезозойского пассивно-окраинного комплекса формаций и кайнозойского орогенного комплекса краевого прогиба. Орогенный комплекс представлен триадой:

флиш, нижняя и верхняя молассы. В северной части блока конвергентный флиш имеет позднемеловой возраст и содержит обломки радиоляритов северо-восточного сноса.

Тектонические критерии нефтегазоносности района блока весьма благоприятные. Здесь развиты крупные принадвиговые брахи- и линейные складки больших размеров, сложенные пассивно-окраинным и орогенным формационными комплексами. Геодинамическая эволюция района сформировала две группы объектов для оценки перспектив нефтегазоносности.

Литолого-тектонические критерии. При образовании складок сильно литифицированные известняки свиты асмари местами послойно брекчированы по напластованию. В таких зонах присутствует вторичная открытая пористость и кавернозность, частично заполненная кальцитом. В сводах складок процесс послойного брекчирования приводит к дополнительной вторичной (тектонической) пористости известняков. При послойном перемещении пластов системы трещин в них смещаются. Часто они не совпадают даже в тонких слоях. Как следствие, сквозных зон диаклазов не наблюдается и их разгерметизирующая залежи роль уменьшается.

Большое (от 2 до 10 раз) изменение толщины свиты гачсаран в крест простирания структур, объясняется меланжированием пород и их дуплексированием с хаотическим субпослойным перемещением. По простиранию толщина меланжированной свиты гачсаран также достаточно изменяется, но уже за счет сдвиговой составляющей в надвигах. Этим же объясняется ундуляция шарниров крупных складок по простиранию Загроса.

Ундуляция формирует поперечные поднятия и опускания в группах складок без поперечных разрывов.

Породы свиты гачсаран повсеместно аномально дислоцированы. Часто они являются не осадочным, а уже тектоническим комплексом смешанных пород – меланжем. Прослои известняков и ангидритов дезинтегрированы в отдельные кластолиты размерами до первых десятков метров. Ангидриты почти повсеместно имеют характерную «петельчатую» структуру с проявлением будинажа и дискордантными и интенсивными до изоклинальных складками.

Положение кластолитов хаотическое, хотя местами сохраняются крупные глыбы с осадочной текстурой. Матрикс или полностью дезинтегрирован, или сохраняет обрывки мелких складок. Независимо от положения в макроструктуре, мелкие складки обычно имеют юго-западную вергентность. Локально присутствуют ретро надвиги северо-восточной вергентности и хаотическое положение дислокаций. В современном, очень контрастном рельефе, в зоне выхода меланжированной свиты гачсаран, почти отсутствуют крупные оползневые структуры.

При геологической съемке района блока Лали меланжи ранее не выделялись и не картировались, что вело к недопониманию надвиговой структуры региона и роли послойных срывов. Микститы достаточно четко дешифрируются по космоснимкам характерным типом рельефа, связанного с хаотическим положением кластолитов.

312 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Рис. 1. Обзорная карта района исследований Для правильного понимания геологического строения при картировании по нему следует разделять дислоцированные отложения свиты гачсаран и меланжа. Это весьма важно и для правильной интерпретации структур на глубине. На сейсмопрофилях меланж выделяется зоной отсутствия отражений осадочного типа.

Вследствие слабой литификации глин, солей и ангидритов, флюидоупорные свойства меланжа, по-видимому, сохраняются. Залегающий ниже комплекс известняков асмари, наоборот, может увеличивать пористость за счет послойного тектонического брекчирования, особенно в сводах антиклиналей.

Структурные критерии. Антиклинальные ловушки района созданы не гравитационным оползанием, а высокоамплитудными пологими эндогенными надвигами. В структурах проявлены как послойные срывы по некомпетентным толщам, так и секущие напластования надвиги, закономерно расположенные на юго-западных крыльях антиклиналей. В автохтонах предполагаются антиклинальные и тектонически экранированные залежи.

Новая интерпретация существенно увеличивает перспективность широкой полосы вдоль передовых складок Загроса в поднадвиговых структурах с покрышкой из меланжированного гачсарана. О значительной амплитуде выявленного надвига свидетельствует несоответствие простирания структур в аллохтоне и автохтоне по данным дешифрирования космических материалов. Особенно четко это видно на юго-восточной периклинали. Надвиг Гурпи активен в настоящее время. Его зона четко выражена в рельефе и прослеживается на расстоянии около 100 км, что было показано автром еще при предварительном дешифрировании.

Важность выделения надвига Гурпи заключается в принципиально иной оценке нефтегазоносности этой зоны. При предшествующей интерпретации, широкая 15-километровая полоса моноклинального залегания была бесперспективной для поисков углеводородов. В новом понимании она считается одной из наиболее структуроносных при выявлении перспективных поднадвиговых антиклиналей и тектонически экранированных залежей. В подобных ловушках разных складчато-надвиговых областей мира известно много месторождений.

Однако проведение сейсморазведочных работ здесь осложняется горным рельефом и плохими дорогами, пересекающими складку. Как выход из положения, можно рекомендовать продление к северо-востоку сейсмопрофилей по долинам рек и сложным дорогам, пересекающим антиклиналь Гурпи-Пабдех до присводовой части и северо-восточного крыла с последующим пересчетом извилистого профиля на прямолинейный и его интерпретацию. Отрицательный результат бурения скважины GU-1, по мнению автора, связан с недопониманием строения структуры на глубине и остановки бурения в аллохтоне до зоны поднадвига.

В пределах внутренней зоны краевого прогиба из-за высокоамплитудного послойного срыва по свите гачсаран, структурные планы приповерхностного неогенового и ниже залегающего комплексов сильно отличаются. Учитывая крутые углы наклонов крыльев складок, для создания сбалансированных разрезов СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ необходимо составление глубинных сейсмопрофилей с одинаковым вертикальным и горизонтальным масштабами.

Литература Макаревич В.Н., Нехаев А.А. Литолого-стратиграфические особенности и палеогеографические условия 1.

седиментации осадочного чехла провинции Dezful (Иран) // Нефтегазовая геология. Теория и практика, 2012. – Т. 7. – № 3. – 9 с.

Нехаев А.А. Тектоническое строение и геодинамическая модель формирования центральной части 2.

Месопотамского мегапрогиба провинции Дезфул // Разведка и охрана недр, 2013 – № 1. – С. 28 – 33.

Berberian M. Active faulting and tectonics of Iran. In: Gupta, H. K., and Deiany, F.M., (eds.) Zagros-Hindu Kush – 3.

Himalaya geodynamic evolution. American Geophysics Union, Geodynamics 3, 1981. – С. 33 – 69.

4. Berberian M. Master "blind" thrust faults hidden under the Zagros folds: active basement tectonics and surface morphotectonics. – Tectonophysics, 1995. – С. 193 – 224.

5. Detachment folding in the Central and Eastern Zagros Fold-belt (Iran): salt mobility, multiple detachments and late basement control / Sherkati S., Molinaro M., Frizon de Lamotte D., Letouzey J. // Journal of Structural Geology, 2005.

– 98 p.

6. Gill, W.D., & Ala M.A. Sedimentology of Gachsaran Formation (Lower Fars series), Southwest Iran. The American Association of Petroleum Geologists Bulletin, 1972. – № 56 (10). – С. 1965 – 1974.

7. Kinematic evolution of the Tethys belt from the Atlantic Ocean to the Pamirs since the Triassic / Savostin L.A., Sibuet J.C., Zonenshain L.P., Le Pichon X. & Roulet M.J. // Tectonophysics, 1986. – P. 1 – 35.

8. Sepehr M., Cosgrove J.W. Structural framework of the Zagros Fold-Thrust Belt, Iran. Marine and Petroleum Geology, 2004. – P. 829 – 843.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ НАСЫЩЕНИЯ ПЛАСТА DIV ГУСИХИНСКОЙ СТРУКТУРЫ МЕТОДОМ ИНТЕРПРЕТАЦИИ ПАЛЕТОК ФЛЮИДНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ Л.А. Николаева Научный руководитель доцент А.А. Коновалова Самарский государственный технический университет, г. Самара, Россия Работа сделана в рамках проведения литолого-фациальных исследований керна и шлама, пласта DIV воробьевского горизонта гусихинской структуры. Гусихинская структура расположена в южной части Самарской области на территории Большечерниговского административного района. В структурно тектоническом плане данный участок расположен на юго-западном борту Бузулукской впадины и приурочен к Камелик-Чаганской зоне дислокаций Иргизско-Рубежинского мегапрогиба.

По данным литолого-фациального анализа каменного материала нами выделен интервал в разрезе, представляющий собой кору выветривания кварцевого песчаника – зону перерыва осадконакопления, стратиграфическую границу, ниже которой происходит резкая смена условий осадконакопления, размыв.

Замечено, что выше этого интервала расположена зона интенсивной перекристаллизации песчаника, в отдельных интервалах развита вертикальная трещиноватость, служащая, по всей видимости, путями миграции для флюидов, все предположительно продуктивные интервалы расположены выше интервала глубин развития коры выветривания. Несмотря на сильную детализацию исследований (описано 150 проб керна из 33,6 м проходки), насыщение пород остается до сих пор неопределенным.

Переинтерпретация данных ГИС однозначного ответа о составе флюида и его наличии или отсутствии в пласте не дала, служба геолого-технологических исследований, ссылаясь на заражение раствора нефтью, введенной для ликвидации аварии, сложила с себя полномочия решить поставленную задачу. Традиционно определение типа насыщения пород производится геологом станции ГТИ на скважине по люминесцентной характеристике капиллярных вытяжек, а также по прямой люминесценции шлама и керна. Оценка результатов производится методикой Фроловской. В данном случае геолог станции ГТИ оценить насыщение не мог в силу того, что все без исключения литологические разности пород светились одинаковым зеленовато-желтым цветом (включая заведомо непродуктивные аргиллиты).

При отборе керна для литолого-фациальных исследований никаких визуально замеченных признаков нефтегазонасыщения пород замечено не было. Кварцевые сливные песчаники – единственно возможные продуктивные породы слагающие разрез, имели визуально вид совершенно непроницаемых пород. Они массивные, плотные, крепкие, трудно разрушаются, при ударе молотком из них вылетают электрические искры.

Однако, после поинтервальной промывки керна горячей водой, отдельные образцы приобрели характерный резкий запах, характерный для газоконденсата, который быстро улетучивался и возобновлялся при повторном прогреве образцов. Под люминесцентной лампой отмечается неравномерное оранжево-желтое, иногда с зеленоватым оттенком свечение образцов керна. Оно характерно для периферийных участков образцов, сколов и трещин, реже приурочено к зонам перекристаллизации песчаника. Центральные участки керна, как правило, не люминесцируют даже после прогрева образцов.

Нами была предпринята попытка анализа соотношения газов, полученных путем дегазации промывочной жидкости в процессе бурения в те временные интервалы, запись которых на электронные носители производилась, когда влияние введенной нефти в раствор было минимальным (это удалось сделать для двух стволов скважины). Построены диаграммы Пикслера для добавленной нефти и отдельно для всех прочих интервалов, особенно тех, в которых регистрировался газ, попадающий в раствор при разбуривании керна.

Интерпретация палеток флюидных коэффициентов (диаграммы Пикслера) дала следующие результаты.

314 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Аномалия первая (рис. 1) расположена незадолго до вскрытия предположительно продуктивного интервала.

Литологически покрышка представлена алевролитом темно-серого до черного цвета, мелкозернистым мономинеральным кварцевым на базальном кремнистом цементе, со слабой степенью окатанности и хорошей сортировкой обломков. Порода крепкая плотная. Анализ соотношений углеводородных газов показывает, что интервал насыщен продуктивным газом. Значение соотношения метана к этану находится в области распространения газа на диаграмме, полностью положительный наклон кривой распределения показывает, что газ продуктивный, этот же наклон говорит о хорошей проницаемости анализируемых пород.

Рис. 1. Распределение флюидных коэффициентов в Рис. 2. Распределение флюидных коэффициентов интервале вскрытия «покрышки» при проходке продуктивной части пласта Рис. 3. Общие тенденции в распределении флюидных Рис. 4. Распределение флюидных коэффициентов в коэффициентов для всех анализируемых интервалов интервале вскрытия зоны водонефтяного контакта Незадолго до вскрытия прикровельной части пласта наклон линий показывал отрицательные тенденции, точка соотношения метана к этану располагалась в области непродуктивного газа (верхняя кривая графика на рис. 3 показывает общие тенденции 10-метровой зоны, до вскрытия пласта представленной аргиллитом черным, известковистым, плотным, крепким, местами аргиллитом черным, хрупким, тонкослоистым). В зонах сильного заражения буровым раствором, введенной для ликвидации аварии нефтью, анализ соотношений углеводородных газов показывал насыщение пород нефтью, но вмещающие породы характеризовались плохой проницаемостью.

Аномалия вторая (рис. 2) отмечается напротив одного из интервалов из продуктивной части пласта.

Следует отметить, что пласт достаточно однороден по своему строению, данные люминесцентно битуминологического анализа показывают, что насыщение газоконденсатом отчетливо приурочено к зонам повышенной трещиноватости и перекристаллизации породы. Описываемый интервал представлен песчаником кварцевым мелкозернистым хорошей степени сортировки и окатанности на кремнистом порово-базальном цементе. Порода крепкая, плотная. Отмечаются субвертикальные редкие трещины, вдоль которых порода покрашена в бурый цвет. К низу интервала песчаник становится крупнозернистым слабоокатанным, слабосортированным, более проницаемым. Степень цементации слабая и средняя, тип цемента поровый, состав кремнистый.

Крупнозернистый песчаник переслаивается с алевритистым аргиллитом темного цвета. Текстура породы к низу интервала становится горизонтально слоистой. Под люминесцентной лампой отмечается оранжево-желтое пятнистое свечение песчаника. Точка соотношения метана к этану, показывающая на палетках флюидных коэффициентов (диаграммах Пикслера) тип флюида: газ, нефть или газоконденсат, в данном случае СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ показывает насыщение породы газоконденсатом. Положительный наклон линий в целом, свидетельствует о том, что вмещающие породы характеризуются хорошей проницаемостью и отсутствием воды.

Аномалия 4 (рис. 4) отмечается напротив алевролитов, расположенных ниже коры выветривания, определенных по данным литолого-фациального анализа.

Алевролит этой зоны крупнозернистый светло-серый кварцевый на кремнистом цементе порово базального типа, средней и плохой степени сортировки и окатанности, песчанистый, с пропластками каменного угля черного с антрацитовым блеском (цвет черты коричневый), мелко распыленного в глинистом веществе.

Текстура породы волнисто-слоистая, линзовидная. Общая тенденция отрицательного наклона кривых в этом интервале показывает слабую проницаемость и обводненность данного интервала.

Точки соотношения метана к этану во всех (!) случаях показывают насыщение пород газоконденсатом.

Аномалия 3 (рис. 3) показывает общие тенденции распределения кривых по продуктивным интервалам.

Всего проанализировано около 80 аномалий в трех стволах скважины номер один Гусихинской площади.

Интерпретация палеток флюидных коэффициентов (диаграммы Пикслера) не может использоваться в качестве дешевой альтернативы испытателю пластов, их целесообразно использовать совместно с прочими данными, традиционно используемыми интерпретаторами для определения насыщения пород.

В данном случае, полученные результаты не противоречат первоначальному предположению насыщения газоконденсатом продуктивной части пласта DIV воробьевского горизонта.

Окончательный же анализ и оценка выделенной потенциально-продуктивной зоны должен проводиться, в том числе и с учетом данных литолого-фациальных исследований, поскольку они показывают неравномерность распределения продуктивных зон в пределах пласта, наличие частых плохо проницаемых пропластков.

ДОПОЛНИТЕЛЬНЫЕ ПЕРСПЕКТИВЫ ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА В ЗАПАДНОЙ (ПРИСАХАЛИНСКОЙ) ЧАСТИ ОХОТСКОГО МОРЯ О.В. Пеньковая Научный руководитель профессор Т.К. Злобин Сахалинский государственный университет, г. Южно-Сахалинск, Россия Для оценки перспективы поисков нефти газа существенное значение имеют геофизические исследования и, прежде всего, сейсмические. Сейсморазведка позволяет решить прямую задачу и непосредственно построить структурные карты и глубинные разрезы, выделить на них продуктивные слои и горизонты, даже оценить их на прямые поиски нефти и газа. Естественно, для этого большое значение помимо сейсморазведки имеют гравиметрические исследования, примером чего являются работы в Сахалинском регионе В.И. Исаева и др. [2]. Однако гравиметрические работы, как правило, опираются на данные сейсморазведки.

Поэтому зачастую строятся первоначально сейсмические, а затем и геоплотностные разрезы.

Ранее Т.К. Злобиным была рассмотрена нефтегазоносность в северо-восточной (прикамчатской) части Охотского моря [1]. Здесь было изучено строение земной коры на основе сейсмических (сейсморазведочных) данных. Автором были построена структурная схема осадочного чехла Охотской литосферной плиты и более детально – структурная схема акустического фундамента осадочного чехла Охотского моря в восточной (прикамчатской) части, а также построена схема изопахит осадочного чехла в восточной (прикамчаской) части Охотского моря с контурами возможных очагов генерации и ловушек углеводородов [1]. Кроме того, в названной выше работе приведены тектонические схемы перспективных на углеводороды Колпковского и Ичинского прогибов, которые были рассмотрены совместно с временными сейсмическими разрезами.

Вышеназванные работы в восточной части Охотского моря были выполнены в связи с тем, что в западной части региона к тому времени уже были открыты и разрабатывались известные, в том числе и крупные месторождения нефти и газа на шельфе Сахалина. Значительная часть из них была детально изучена, построены разрезы осадочного чехла по данным сейсморазведки (МОВ ОГТ), особенно продуктивных толщ, представляющих интерес для поисков нефти и газа на глубинах до 1-2 км, реже 4-5 км и более. Причем геологоразведочные работы исходили из общеизвестной теории седиментации и органической теории происхождения углеводородов.

Это обусловливало глубину поисков месторождений углеводородов в первые километры осадочного чехла.

Однако дальнейшие перспективы прогноза обнаружения углеводородов связаны с тем, на какой теории происхождения они основаны. От этого зависит и роль, которая принадлежит исследованиям глубинного строения и динамики Земли. В этой связи отметим, что помимо органической теории происхождения нефти и газа существует и гипотеза их неорганического происхождения.

Несмотря на подавляющее доминирование в течение многих десятилетий концепции органического происхождения нефти, автор допускает и разделяет существование альтернативной гипотезы, например И.М.

Шахновского [7], т.е. возможность неорганического происхождения, и исходит из нее. Принципиально важным является то, из какой теории исходить, поскольку от этого зависит необходимость и важность исследований глубинного строения и с каких глубин изучать поступление и накопление материала. В настоящей работе рассмотрена возможная нефтегазоносность в зонах коллизии на границах Охотской литосферной плиты, расположенной в зоне перехода. С ней связано положение ослабленных зон повышенной проницаемости (каналов дегазации и флюидов) в Охотском море. В связи с этим проницаемость в земную кору глубинных флюидов с больших глубин имеет большое значение для оценки прогноза нефтегазоносности.

316 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР Казалось бы, что западная часть Охотской литосферной плиты, где стыкуются плиты, изучена довольно полно, и исследования здесь уже не столь актуальны. Однако зоны сочленения плит рассматриваются нами, как зоны повышенной проницаемости, в которых может иметь место подъем флюидов, что подтверждается образованием многочисленных месторождений углеводородов здесь, на шельфе восточного Сахалина в области западной границы плиты. Ее положение к настоящему времени определено неоднозначно и проводится по разному. Так, японские ученые Т. Сено и др. [5] и многие отечественные геофизики проводят ее через о-в Сахалин в меридианальном направлении, причем, продолжая ее положение далее на север прямо через Охотское море, несмотря даже на практическое отсутствие здесь землетрясений вообще.

Таким образом, полностью игнорируя отсутствие очагов землетрясений, а также региональные и глубинные закономерности геологических структур (например, дугообразную форму Охотско-Чукотского вулкано-плутонического пояса). Построенная нами схема [1] основана на том, что западная граница плиты севернее Сахалина проходит по однозначно фиксируемым эпицентрам землетрясений, которые поворачивают здесь на запад (рис. 1). С юга же Сахалина западная граница плиты проходит по Татарскому проливу западнее острова. Далее в срединной части острова она пересекает Сахалин, где структуры мелового преддугового прогиба смещены по мезозойскому трансформному разлому [4]. Затем севернее она продолжается вдоль восточной стороны Сахалина до окончания острова, после чего граница плиты поворачивает к материку на запад, контактируя с Китайской плитой. Причины смещения региональных меридианальных разломов и связанных с ними структур вдоль Сахалина и, согласно им западной границы литосферной плиты, как нам представляется, связана с раскрытием Южно-Курильской впадины, вследствие образования рифта под действием мантийного диапира, внедрившегося и поднимающегося здесь из глубин.

Исходя из плитотектонического критерия, Клещев К.А. и др. [3] пишут, что на западной границе плиты во многих локальных структурах Татарского пролива, в его южной части можно ожидать наличия месторождений углеводородов (газа и газоконденсата). Основанием для этого является следующее: под Татарским проливом расположен Западно-Сахалинский осадочный бассейн, включающий в себя Северо Татарский, Центрально-Татарский, Южно-Татарский прогибы, прогиб Исикари и Западно-Сахалинское поднятие. При этом для разломов Северо-Татарского прогиба характерна повышенная сейсмическая активность и флюидопроницаемость [6].

Рис. 1. Границы Охотской литосферной плиты и ее положение среди других плит 1 – границы литосферных плит;

2 – положение границ плит, выраженных в зонах субдукции (глубоководные желоба);

3 – ось зоны задугового спрединга, стрелками показано направление движения блоков земной коры и верхней мантии при спрединге;

4 – направление движения плит и вращения их блоков;

СА-ЕА, А-О – центры вращения Североамериканской (СА), Евразиатской (ЕА), Амурской (А) и Охотской (О) плит Центрально-Татарский пролив отделен от соседних, структурных элементов региональными разломами, а его срединная часть представляет собой крупную зону растяжений средне-позднемиоценового времени и своеобразную зону «зияния» земной коры. Это может способствовать подъему глубинных флюидов. Южно Татарский прогиб, центральная часть которого является областью интенсивного растяжения и также своеобразной зоной «зияния» земной коры. Прогиб Исикари представляет собой, по сути, асимметричную синклинальную структуру. Таким образом, в южной части зоны западной границы Охотской плиты имеется ряд структур, перспективных на углеводороды. В северной части этой западной границы Охотской плиты уже нет СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ необходимости доказывать наличие здесь нефтегазоносности, поскольку здесь на шельфе уже найдены крупные месторождения и ведется промышленная добыча углеводородов в Дерюгинском прогибе.

Литература Злобин Т.К. Строение земной коры Охотского моря и нефтегазоносность ее в северо-восточной части (по 1.

сейсмическим данным). – Южно-Сахалинск: Изд-во СахГУ, 2002. – 98 с.

Исаев В.И. Интерпретация данных гравиметрии и геотермии при прогнозировании и поисков нефти и газа:

2.

учебное пособие. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010. – 172 с.

Плитотектонические критерии прогноза нефтегазоносности // Геодинамика, стратиграфия и нефтегазоноснсть 3.

осадочных бассейнов России / Клещев К.А., Шеин В.С., Астафьев Д.А. и др. – М.: ВНИГНИ, 2001. – С. 3 – 18.

Рождественский В.С. О сдвиговых смещениях вдоль зоны Тымь-Поронайского разлома на о. Сахалин // ДАН 4.

СССР, 1976. – Т. 230. – № 3. – С. 678 – 680.

Сено Т. Нефтегорское землетрясение как межплитное событие: тектоническая интерпретация. // 5.

Информационно-аналитический бюллетень. Нефтегорское землетрясение 27(28).05.1995. – МЧС. ОИФЗ РАН, 1995. – С. 135 – 138.

Структура и динамика литосферы и астеносферы Охотоморского региона / Харахинов В.В., Туезов И.К., 6.

Бабошкина В.А. и др. – М.: Национальный геофизический комитет РАН, 1996. – 338 с.

Шахновский И.М. Происхождение нефтяных и газовых месторождений // Геология, геофизика и разработка 7.

нефтяных месторождений. – М., 2002. – № 3. – С. 16 – 24.

ГЕОХИМИЧЕСКИЕ И ГЕОМЕХАНИЧЕСКИЕ ЭФФЕКТЫ, ВОЗНИКАЮЩИЕ ПРИ ВЗАИМОДЕЙСТВИИ ПЛАСТОВЫХ И НАГНЕТАЕМЫХ ВОД С ТРЕЩИННЫМИ КАРБОНАТНЫМИ КОЛЛЕКТОРАМИ С.Н. Попов Научный руководитель научный сотрудник Л.А. Абукова Институт проблем нефти и газа Российской академии наук, г. Москва, Россия При разработке нефтяных месторождений повсеместно используется нагнетание воды для поддержки пластового давления (ППД) и интенсификации добычи углеводородного сырья, как для терригенных, так и для карбонатных коллекторов. В таком случае могут проявляться, как геохимические, так и геомеханические эффекты, связанные с взаимодействием пластовых и нагнетаемых вод и пород-коллекторов, в особенности для трещиноватых карбонатных коллекторов. В связи с этим, в рамках данной работы были проведены лабораторные эксперименты по исследованию влияния взаимодействия пород-коллекторов, пластовых и нагнетаемых вод на фильтрационно-емкостные свойства продуктивных объектов на примере карбонатных образцов керна с трещинами, отобранных из турнейско-фаменских отложений месторождений севера Пермского края. Пластовые воды нефтяных месторождений данного региона представлены рассолами хлоркальциевого типа с высокой минерализацией – до 250 г/дм3 и выше. На исследуемом месторождении для нагнетания планируется использовать пресные подземные воды с глубины до 100 м с минерализацией 0,5 г/дм3.

В начале эксперимента давление обжима образцов составляло 0,5 МПа, а затем увеличивалось до МПа, что соответствует эффективному напряжению для условий залегания данного продуктивного объекта. В процессе эксперимента отбирались пробы воды с нарастанием объема. Это делалось с той целью, чтобы проследить процесс прорыва нагнетаемой воды и определить – будет ли происходить растворение солей из породы в начале эксперимента. Первая проба отбиралась в процессе фильтрации только пластовой воды, и уже после этого происходила подача нагнетаемой пресной воды в образец. В результате, в течение испытаний через образцы профильтровалось воды, объемом около 2 долей исходного порового объема образцов.

На рисунке показаны результаты одного из экспериментов. В начале опытов наблюдается резкое снижение проницаемости, что является следствием уменьшения трещинной проницаемости в процессе увеличения давления обжима. Затем, все оставшееся время, образец выдерживается под действием постоянного эффективного напряжения 26 МПа. В таком состоянии образцы выдерживались в течение двух часов, что требовалось для завершения геомеханического эффекта деформирования трещин. Затем в образец начинает подаваться пресная вода, которую планируется использовать для системы ППД.

В эксперименте нагнетаемая вода почти в шестьсот раз менее минерализованная, чем пластовая.

Несмотря на это, первые несколько миллилитров отобранных проб показали, как резкое увеличение минерализации, так и снижение, а потом небольшое увеличение минерализации. Данный эффект автор работы связывает с растворением солей из образцов керна вблизи трещины пластовой водой. Этим же, вероятно, можно объяснить и резкое увеличение проницаемости – в процессе вымывания солей ее гидродинамическая ширина увеличивается, что и приводит к временному росту проницаемости (рис.).

Далее, проницаемость резко снижается и продолжает монотонно уменьшаться близко к линейному закону. Такой результат можно объяснить следующим: в связи с тем, что образец с трещиной подвергается всестороннему сжатию, острые края поверхности трещины начинают растворяться и разрушаться под воздействием воды с уменьшающейся минерализацией, что приводит к уменьшению ее средней ширины и существенному снижению проницаемости. Подобные эффекты должны привести к существенному снижению приемистости нагнетаемых скважин на месторождении. Анализируя график изменения минерализации вытесненной воды, можно отметить, что, в отличие от существующих представлений о линейной смешиваемости 318 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР пластовой и нагнетаемой воды, на самом деле данный процесс существенно не линейный. При этом, несмотря на то, что в процессе каждого эксперимента было профильтровано почти два объема порового пространства образцов, минерализация вытесненной воды составила 40 г/дм3, что весьма сильно отличается от минерализации нагнетаемой пресной воды (0,5 г/дм3). Данный факт говорит о незавершенности процесса смешивания пластовой и нагнетаемой воды.

Полученные в рамках экспериментов эффекты должны существенно влиять на процесс разработки исследуемого продуктивного объекта и должны быть учтены при проектировании разработки месторождения.

Для этого можно использовать, например, методы совместного гидродинамического, геохимического и геомеханического моделирования.

Подводя итог работы, можно сделать следующие выводы:

1. В процессе эксперимента было получено существенное изменение проницаемости и нелинейное изменение минерализации профильтровавшейся воды.

2. Минерализация вытесненной воды в начале эксперимента в одном случае резко возрастает, в другом случае – сначала снижается, затем наблюдается небольшой рост и дальнейшее ее снижение.

обр. № 3,0 370г/дм 348г/дм 2, минерализация, г/дм проницаемость, мД 294г/дм 2, 1,601мД 174г/дм 1,5 1,170мД 1, 0,478мД 0,699мД 43г/дм 0, 58г/дм 0,198мД 0,0 0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1, V/Vпор, д.е.

проницаемость начало фильтрации пресной воды минерализация Рис. Изменение проницаемости образца и минерализации профильтровавшейся воды в зависимости от отношения вытесненного объема воды к объему порового пространства Такое изменение минерализации говорит о растворении солей из породы пластовой водой, несмотря на ее довольно высокую минерализацию.

3. На графике изменения проницаемости наблюдается несколько эффектов:

а) начальное резкое снижение проницаемости, связанное с увеличением давления обжима и смыканием стенок трещин, когда образцы приводятся к пластовым условиям;

б) в дальнейшем происходит резкое увеличение проницаемости, связанное, по мнению автора, с растворением легкорастворимых солей из образцов породы;

в) на заключительной стадии экспериментов наблюдается монотонное снижение проницаемости, обусловленное ослаблением и растворением острых стенок трещины под воздействием давления обжима и фильтрующейся воды с уменьшающейся минерализацией.

КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ЮГО-ВОСТОКЕ ЗАПАДНО-СИБИРСКОЙ ПЛИТЫ Ф.С. Пракойо Научный руководитель профессор В.Н. Устинова Национальный исследовательский Томский политехнический университет, г. Томск, Россия По результатам интерпретации геолого-геофизических данных (сейсмических разрезов, структурных карт, материалов геофизических исследований в скважинах) и результатам циклосейсмостратиграфической интерпретации (с использованием реконструкций по материалам ГИС В.В. Белозёрова) для юго-востока Западно СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Сибирской плиты построены детальные модели геолого-геофизического строения нефтегазовых месторождений, выполнены реконструкции обстановок осадконакопления в средней-верхней юре, изучены седиментационные и постседиментационные процессы и явления, оказавшие влияние на минеральный состав и фильтрационно емкостные свойства песчаных коллекторов [1–9 и др.].

При построении моделей геологического строения важным вопросом является выявление локальных зон улучшения или ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов. Причиной улучшения коллекторских свойств могут быть: фациальный состав отложений, особые условия седиментации, степень тектонической трещиноватости, вторичные процессы, изменяющие пористость и проницаемость нефтегазонасыщенных пород в продуктивных зонах. На месторождениях юго-востока ЗСП на основе детального седиментологического анализа, с привлечением результатов изучения физических свойств пород юрских структурно-вещественных комплексов, обобщения накопленного на территории геологического материала [3, 2, 5, 7, 9], автором предпринята попытка учесть основные факторы, влияющие на качественные и количественные параметры коллекторов.

Важным является изучить степень влияния фациального состава песчаников, вторичных процессов в контуре нефтегазоносности и во вмещающих породах на физические свойства песчаных и глинистых пород.

В ходе исследований изучены типы и характер вторичных процессов в коллекторах, связанные со стадиальными катагенетическими процессами в различных частях залежей углеводородов (на Крапивинском, Мыльджинском, Игольско-Таловом, Двуреченском, Первомайском, Лугинецком месторождениях [1, 4, 6, 8]): в зоне нефтегазонасыщения, водонефтяном контакте, в зонах разуплотнения и цементации, в водонасыщенных песчаниках, в «ореолах вторжения УВ». Модели залежей УВ, полученные автором по результатам обобщения существующих представлений для продуктивных пластов указанных шести месторождений, по характеру проявления в геофизических параметрах и геофизических полях являются близкими к разработанным для различных районов В.М. Берёзкиным с соавторами, Е.А. Мудрецовой с соавторами [7] и др. Основными выводами является возможность в полях геофизических аномалий обнаруживать участки коллекторов с разными коллекторскими свойствами, определять ячеи глинизации и карбонатизации коллектора в контуре залежи углеводородов.

Научно-практический интерес представляют полученные автором данные об условиях формирования песчаных фаций – потенциальных коллекторов, сведения о направленности и изменчивости вторичных преобразований пород в контуре нефтегазоносности и вмещающих породах, в изучении которых автор опирался на исследования О.В. Япаскурта, Б.А. Лебедева, Н.Ф. Столбовой, З.Я. Сердюк и др. При изучении литолого фациального облика разновозрастных отложений юры на месторождениях юго-востока Западно-Сибирской плиты [1, 3, 4, 6, 8] установлен широкий спектр фаций, изменчивость фациального облика песчаников от нижнеюрских к верхнеюрским комплексам, проявленность фациальной принадлежности песчаных отложений (по формам залегания песчаных тел на структурах) и пространственно-зональным формам песчаных тел:

шнурковых, рукавообразных, конусов выноса, извилистых, валообразных полос береговых зон, озёр, морского побережья и пр. в энергетических параметрах сейсмических волн, в величинах интервальной скорости.

Детальный морфоструктурный анализ палеоповерхностей (по структурным картам сейсморазведки), параметров скорости, плотности с корректировкой параметров по материалам скважной геофизики позволяет прогнозировать фациальный облик песчаных отложений, изучить основные закономерности фациальной изменчивости отложений. В нижней юре преобладали аллювиальные, аллювиально-озёрные системы осадконакопления [2].


В среднеюрских – широкое распространение получили аллювиально-пролювиальные комплексы, осадки пролювиально-делювиальных систем, предполагается переотложение песчаников в условиях мелкого моря, с существенно склоновой приуроченностью (к бортовым частям структур первого порядка), в верхней юре преобладают осадки береговой зоны мелкого моря. Улучшение коллекторских свойств характерно для осадков дельтовых систем, валов, баров, осадков серий прибрежных зон, картирование которых целесообразно с привлечением комплекса исследований: сейсмофациальной, электрофациальной интерпретации.

Структурные построения по горизонту IIa и промежуточным горизонтам юрских отложений (Ia, Iб и по глинисто-углистым горизонтам юры [1, 3, 4, 6-9]) показывают некоторые перестройки структурного плана в истории формирования юрских нефтегазоносных комплексов, тесно связанные с активизацией систем тектонических трещин (на что в своих работах указывал К.И. Микуленко), в истории формирования структурных планов определившие морфологические особенности и собственно форму структур.

При анализе морфологических особенностей поверхности фундамента [5] фиксируется его блочное строение, проявляющееся в строении чехла линейным обликом врезов, бровок террас, структурных сочленений и т.д. Крупные блоки (первого порядка, по С.С. Шульцу) размерами 20-24х23-32 км, в свою очередь, разбиты на блоки последующих порядков, вкладывающиеся друг в друга [7]. Размеры малых блоков – порядка 6-8х4-5 км и мельче. Факт ячеистого строения фундамента [5] свидетельствует о контроле размещения тектонических трещин планетарными силами, природа которых, вероятно, связана с неравномерным ротационным режимом Земли.

По материалам сейсморазведки прослеживаются палеоследы (наличие зон смещения осей синфазности, повышенного поглощения сейсмических сигналов на временных разрезах;

ориентированных, линейно вытянутых аномалий величин интервальной скорости на палеоповерхностях и пр.) тех закономерно направленных деформаций, которые в различные циклы тектогенеза определяли условия тектонического развития структурных элементов разного порядка, влияли на динамику онтогенеза углеводородов, суммарный потенциал нефтегазоносности. «Углеводородный след» (поднимающихся с глубин флюидов) по материалам двумерной и пространственной сейсморазведки выявляется в виде зон интенсивного поглощения и изменчивости 320 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР энергетических параметров сейсмических сигналов. Физико-математические модели планетарной трещиноватости и планетарно-трещиноватой делимости рассматривались Г.Н. Каттерфельдом, А.В. Долицким, Д.И. Гарбаром [7] и др.

Возобновляемость напряжений по разломам, системам трещин позволяет прогнозировать время той или иной активизации и даёт возможность решать вопросы их углеводородной специализации, т.е. определять, какие системы нарушений принимали участие в формировании структурных форм, залежей углеводородов, способствовали перетокам углеводородов. Основной особенностью в строении коллекторов изученных месторождений Томской области является увеличение пористости и проницаемости песчаных пород коллекторов в трещинных зонах 3 и 4 порядков.

Согласно результатам сейсмотектонических построений [7], на территории исследований в юрских отложениях контрастно проявляются три основные системы ортогональных трещин: субмеридионального, северо-северо-западного и северо-восточного простирания (и перпендикулярные к ним), подвергающиеся постоянной активизации. Причём в фундаменте и нижнеюрских комплексах наиболее контрастно проявились тектонические трещины меридионального и северо-западного простирания, в средне- и верхнеюрских – структурообразующими являются меридиональные, широтные, северо-северо-западного и восточно-северо восточного простирания трещины. Сведения о пространственной ориентации систем тектонических трещин и изменчивости свойств пород в их пределах можно получить, исследуя морфологию структурных поверхностей, поля сейсмических параметров: скорости, энергии отражений и др.

В тектонически напряжённых зонах наблюдаются линейно-вытянутые относительные отрицательные аномалии величин скорости и соответственно амплитудных параметров сейсмических волн. Контрастность их проявления изменяется от горизонта к горизонту. Эти аномалии связываются, в первую очередь, с региональными линейными тектонически напряжёнными и активными зонами. Важной особенностью поля величин скоростей в зонах тектонических трещин является значительное повышение интенсивности относительных отрицательных аномалий в контурах залежей углеводородов и в близконтурных к залежам участках. Наиболее контрастно системы разноориентированных нарушений (тектонических трещин) в морфологии палеоповерхностей проявляются в пределах впадин (в том числе, по кровле верхнеюрских отложений).

В пределах близрасположенных Колтогорского и Чузикского грабенов морфологические особенности наложенных структур контролируются разломами и тектоническими нарушениями северо-восточного простирания, которые через определённые расстояния, зависящие от ранга нарушений, секутся лестничной системой поперечных разрывных нарушений северо-западного простирания [7]. Картирование систем трещин по морфоповерхностям позволяет более уверенно выделять и трассировать тектонические нарушения, изучать роль систем трещин в нефтегазонакоплении, выделять зоны повышенной трещиноватости в коллекторах.

Важной особенностью является наличие сигмоидных зон повышенной трещиноватости, коррелирующихся с формой ячей коллекторов и высоким нефтегазонасыщением, сформировавшиеся, вероятно, в условиях сочетания вертикальных и горизонтальных напряжений и возникновения крутящих моментов (сигмоидный «диффузный сдвиг», по М.Л. Коппу).

По результатам оценок на Крапивинском, Двуреченском месторождениях выявлено, что в трещинных зонах третьего порядка, выявляемых по данным сейсморазведки и закартированных по морфологическим признакам в сводах структур, пористость увеличивается на 20-30 %, а в трещинных зонах четвёртого порядка на 10-15%.

Литература Геологоразведочные работы на Двуреченском месторождении, решение задач картирования песчаных фаций 1.

и выделение зон высокоёмких коллекторов / Устинова В.Н., Зиборов С.С., Гаврилов С.Н. и др. // Известия Томского политехнического университета. – Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2005. – № 1. – С. 27 – Девятов В.П., Казаков А.М. Морская нижняя и средняя юра Западной Сибири. – Новосибирск, 1991. – С. 40 – 2.

54.

Неоднородности физико-геологического строения нефтегазоносных разрезов / Устинова В.Н., Устинов В.Г., 3.

Данилов И.В. и др. // Геология нефти и газа, 2005. – № 2. – С. 28 – 35.

Сейсмоморфологический анализ при прогнозе нефтегазоносности на Первомайском месторождении нефти / 4.

Устинова В.Н., Устинов В.Г., Данилов И.В. и др. // Известия высших учебных заведений. Геология и разведка, 2004. – № 6 – С. 44 – 48.

Сурков В.С., Жеро О.Г. Фундамент и развитие платформенного чехла Западно-Сибирской плиты. – М.: Недра, 5.

1981. – 268 с.

Уникальные коллекторы подугольной толщи Двуреченского–Моисеевской зоны нефтегазонакопления.

6.

Фациальные модели продуктивных пластов месторождения / Устинова В.Н., Зиборов С.С., Гаврилов С.И. и др.

// Горные ведомости, 2004. – № 4. – С. 36 – 42.

Устинова В.Н. Тектонические и флюидодинамические особенности формирования и разрушения залежей УВ в 7.

отложениях мезозоя ЗСП. – Томск, 2002. – 217 с. – Деп. в ВИНИТИ. № 2343-В2001.

Фациальные модели продуктивных пластов Двуреченского месторождения / Устинова В.Н., Вылцан И.А., 8.

Зиборов С.С. и др. // Вестник Томского государстенного университета. – Томск: Изд-во Томского государственного университета, 2004. – Вып. 21. – С. 55 – 63.

Худорожков Г.П., Негоденко В.С., Иванов И.А. Прогноз зон развития коллекторов горизонта Ю 1 васюганской 9.

свиты центральной части Каймысовского свода // Геологическое строение и нефтегазоносность юго-востока Западной Сибири. – Новосибирск: Изд-во СНИИГГИМС, 1989. – С. 123 – 131.

СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ СЫРЬЕВОЙ БАЗЫ НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ Д.И. Прилуцкая Научный руководитель старший преподаватель И.О. Прилуцкий Гомельский государственный университет имени Франциска Скорины, г. Гомель, Республика Беларусь История развития нефтедобывающей отрасли Республики Беларусь составляет 48 лет. За данный период из недр страны добыто более 125 млн. т углеводородного сырья. В Припятском прогибе (нефтедобывающем регионе в пределах Гомельской области) открыто 76 месторождений углеводородов, среди которых самые большие по запасам нефти – Речицкое, Осташковичское, Вишанское, Южно-Сосновское, Южно Осташковичское. Промышленное значение на территории Припятской нефтегазоносной области имеют отложения вендского, подсолевых терригенного и карбонатного, межсолевого и верхнесоленосного комплексов, нефтеперспективны породы надсолевого комплекса и кристаллического фундамента [5]. За 1991-2012 гг. было открыто 17 новых месторождений нефти. Большая часть этих месторождений оценивается извлекаемыми запасами промышленных категорий в объеме менее 200 тыс. т и лишь два месторождения Ново-Давыдовское и Ново-Кореневское содержат запасы более 1 млн. т нефти. Остаточные извлекаемые запасы нефти и конденсата промышленных категорий А, В, С1 составляют чуть более 56 млн. т, из них около 31 млн. т – это активные и порядка 25 млн. т – трудноизвлекаемые запасы.


Анализ статистических данных показывает, что происходит значительное сокращение разведанных запасов. Снизилась доля активных и существенно возросла доля трудноизвлекаемых запасов. К активным относятся запасы около 30 месторождений, в основном находящихся на поздней и завершающей стадии разработки. Остаточные извлекаемые запасы по данной категории составляют 20 млн. т, которые сосредоточены в большей степени на Речицком месторождении (7,7 млн. т). Основные эксплуатируемые месторождения выработаны на 70- 85 %. К категории трудноизвлекаемых в данном регионе относят следующие залежи:

высокообводненные, с малопроницаемыми и низкопродуктивными коллекторами, вязкие нефти и газоконденсатные. В настоящий момент трудноизвлекаемые запасы составляют около 45 % от объема добычи.

Ожидается, что за период 2011-2015 гг. годовая добыча нефти сократится с 1681 до 1560 тыс. т.

Планируемые значения ежегодной добычи и прироста нефти приведены в таблице.

Таблица Остаточные извлекаемые запасы нефти в период 2010-2015 гг.

Годы разработки 2010 2011 2012 2013 2014 Остаточные 52880 51999 51089 50199 49279 извлекаемые запасы, тыс. т Прирост, тыс. т 1118 800 750 750 700 Добыча, тыс. т 1700 1681 1640 1610 1580 За последние 20 лет произошло снижение объемов геологоразведочных работ (почти в 3 раза уменьшилась проходка глубокого разведочного бурения: в период 1991-1995 гг. она составляла более 211 тыс. м, а в 2006-2010 гг. около 77 тыс. м). С этим связан прирост подготавливаемых запасов нефти.

Опыт разработки нефтяных месторождений РУП «ПО «Белоруснефть» показывает, что поддержание высоких темпов добычи нефти требует постоянной разработки и внедрения более совершенных и эффективных методов воздействия на продуктивные пласты и призабойную зону скважин, а также проведения поисково разведочных работ. Ежегодные приросты запасов нефти будут на 43-47 % восполнять потери за счет добычи нефти, что является важным фактором, сдерживающим темп падения добычи нефти в Республике Беларусь. В тоже время происходит снижение эффективности геолого-технических мероприятий, направленных на восполнение естественных потерь в добыче нефти за счет роста обводненности добываемой продукции.

Следует заметить, что ареалы развития горнодобывающей промышленности в пределах Гомельской области являются типичными территориями нарушения геоэкологического равновесия природной среды. Формы и интенсивность техногенного воздействия на природные ландшафты зависят от масштабов и особенностей функционирования производства. Вероятность экологических рисков максимальна на стадии геологической разведки и жизненного цикла нефтедобывающего предприятия: от инвестиционной фазы до ликвидационной стадии. Обычно для объектов нефтяной отрасли источниками техногенно обусловленных рисков могут служить аварии на объектах хранения углеводородного сырья, аварии на линейных объектах обустройства месторождений и транспортировки нефти и нефтепродуктов, пожары на объектах нефтесборных пунктов, разлив нефти и нефтепродуктов в результате взрывов и пр. [1, 4].

В рамках дальнейшего развития нефтегазовой отрасли разработана Программа освоения месторождений полезных ископаемых и развития минерально-сырьевой базы Республики Беларусь на 2011- гг. и на период до 2020 г. Для достижения экономического эффекта реализации мероприятий настоящей Программы в области добычи нефти на запланированных уровнях считается целесообразным:

- увеличить прирост запасов за счет поиска и разведки новых месторождений в пределах слабоизученных глубокопогруженных зон, в верхнепротерозойских и внутрисолевых отложениях, провести 322 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР доразведку ранее открытых месторождений, обоснование поиска в новых зонах нефтенакопления в Центральной и Южной частях Припятского прогиба;

- внедрять в процессы нефтедобычи современные технологии, направленные на активизацию выработки запасов и повышения нефтеотдачи пластов (бурение боковых стволов, кислотный и гидравлический разрыв пласта и др.) [2, 3];

- минимизировать геоэкологические риски на всем протяжении жизненного цикла нефтедобывающего предприятия и транспортных коммуникаций, обеспечивающих перевозку нефти и нефтепродуктов.

Литература Анализ геоэкологических рисков при эксплуатации нефтегазовых месторождений Гомельской области / 1.

Прилуцкая Д.И., Прилуцкая С.В., Прилуцкий И.О. // Трансграничное сотрудничество в области экологической безопасности и охраны окружающей среды: материалы II Междунар. науч.-практ. конф., Гомель, 23 нояб. г. – Гомель: Изд-во БелГУТ, 2012. – С. 101 – 104.

Бескопыльный В.Н. Главные задачи поисков и разработки залежей углеводородов Беларуси на 2007- 2.

годы // Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси: Материалы научно практической конференции (4-6 октября 2006 г.). – Гомель: Изд-во РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», 2007. – С. 7 – 32.

Бескопыльный В.Н. Потенциал добычи нефти в Беларуси // Доклады НАН Беларуси, 2008. – Т. 52. – № 4. – С.

3.

94 – 98.

Геоэкологические риски при эксплуатации нефтегазовых месторождений // Школа экологической геологии и 4.

рационального недропользования: материалы ХII Межвузовск. молодеж. научной конф., Санкт-Петербург, 19 24 ноябр. 2012 г. / Санкт-Петерб. гос. ун-т;

под ред. В.В. Куриленко. – СПб.: СПбГУ, 2012. – С. 245 – 247.

Состояние сырьевой базы нефтедобычи Припятской нефтегазоносной области / Гарцев А.Я., Доброднев А.К., 8.

Криштопа Г.Е., Микуцкий С.П. // Эффективные пути поисков, разведки и разработки залежей нефти Беларуси:

Материалы научно-практической конференции (4-6 октября 2006 г.). – Гомель: Изд-во РУП «Производственное объединение «Белоруснефть», 2007. – С. 7 – 32.

РЕЗУЛЬТАТЫ ДЕТАЛЬНОГО ОПИСАНИЯ КЕРНА И ШЛАМА ПЛАСТА DIV ГУСИХИНСКОЙ СТРУКТУРЫ А.С. Семин Научный руководитель ассистент А.А. Коновалова Самарский государственный технический университет, г. Самара, Россия Гусихинская структура расположена в южной части Самарской области на территории Большечерниговского административного района. В структурно-тектоническом плане данный участок расположен на юго-западном борту Бузулукской впадины и приурочен к Камелик-Чаганской зоне дислокаций Иргизско-Рубежинского мегапрогиба.

Выделение и описание литологических разностей пород по керну – обязательная часть литолого фациальных исследований. В настоящее время преждевременно говорить о фациальной принадлежности пород, но определенные закономерности строения пласта DIV, выделенные при детальном описании шлама и керна, уже помогают при геонавигации скважин, приуроченных к единой тектонической зоне и находящихся в сходных геологических условиях с Гусихинской структурой. Не секрет, что с целью удешевления затрат, в настоящий момент времени производственные предприятия составляют так называемые «зональные проекты поисков месторождений (залежей) нефти и газа», при этом нередко совмещая различные по генезису и структурной принадлежности купольные структуры. В большинстве случаев это обосновано, но бывает, что неверная корреляция разрезов выявляется тогда, когда экономия уже никак не окупит производственных затрат. Своды Гусихинской и рядом расположенной двухкупольной Флеровской структуры совпадают по отражающему горизонту «A», приуроченному к эрозионной поверхности кристаллического фундамента (AR) и отражающему горизонту Д2af, сопоставимому c кровлей афонинского надгоризонта. Вышерасположенные отражающие горизонты в целом хорошо коррелируются между собой по данным сейсморазведки, что дает основание ожиданию сходных геологических условий в пределах всех трех структур. Но хорошо известно, что в Камелик Чаганской структурной зоне поверхность фундамента и девонский терригенно-карбонатный комплекс имеют блоковое строение, поэтому выделение в разрезе литологически хорошо узнаваемых «реперных» зон, дает в руки интерпретационной службе дополнительные инструменты при сопоставлении структур между собой.

При описании керна были выделены и описаны 150 естественных единиц (слоев) из 33,5 метров керна.

11 из этих слоев являются легко узнаваемыми не только по керну, но и по шламу, что подтверждается сопоставлением литологических колонок, построенных при описании керна и шлама, а также переинтерпретацией данных службы ГТИ. Подобное сопоставление разрезов, позволяет провести анализ выраженности конкретного слоя в шламе, а значит, позволяет при схожей повторяемости слоев в разрезе увязывать, производить корреляцию слоев между собой, в то самое время, когда по данным геофизики, как правило, не выделяются чересчур маломощные прослои. В пределах описываемого интервала, например, хорошо узнается по шламу кораллово брахиоподовый скрыто-мелкокристаллический известняк темно серого до черного цвета среди толщи разнозернистых кварцевых песчаников, мощность известняка чуть меньше 1,2 метров, или такой же по мощности пропласток темно-серого аргиллита. Конечно, как показывает опыт работы, в том случае, когда приходится сопоставлять между собой данные по шламу и керну, важна повторяемость общего порядка СЕКЦИЯ 4. ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА. СОВРЕМЕННЫЕ МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ выделения слоев, хорошо узнаваемых в разрезе, а не анализ выраженности в шламе какого-то одного слоя породы.

Опуская описание всех литологических разностей пород, выделенных в разрезе, хочется подробно остановиться на интервале, сложенном песчаником, предположительно принадлежащим к коре выветривания пород черноярского горизонта. По геофизическим данным черноярский горизонт в разрезе не выделяется, но детальное изучение слоев выше и ниже интервала предполагаемой коры выветривания, показало, что уместно говорить о смене условий осадконакопления и наличии размыва в интервале глубин 4421,4-4421,55 м по стволу скважины. Все продуктивные интервалы расположены выше интервала глубин развития коры выветривания, это обстоятельство позволяет утверждать, что пути миграции газоконденсата в залежи ограничены снизу глубиной 4421,55 м.

Строение продуктивной части пласта неоднородно. Основная продуктивная часть пласта сложена сильно трещиноватым песчаником. Песчаник светло серого цвета с легким буроватым оттенком разно и мелкозернистый, кварцевый на кремнистом порово-базальном, базально-поровом, реже контактно-поровом цементе, трещиноватый, трещины вертикальные относительно оси керна, реже разнонаправленные.

Фиксируются редкие малоамплитудные стилолитовые швы, по которым распространено углистое вещество и уплощенные конкреции пирита по длинной стороне размером до 1-1,5 см. Распределение темноцветных компонентов и пирита неравномерное. Иногда пирит замещает органические темные углистые включения неясного происхождения. Скрытокристаллический пирит вместе с органическим материалом слагает отдельные, пятнами расположенные, темные участки в породе. Такие агрегаты напоминают землистую массу. К таким интервалам приурочены примазки битума, придающие всей композиции буровато-черный, а окружающим участкам породы – буроватый оттенок. Бурый оттенок не характерен для всей породы в целом, бурый цвет становится насыщеннее около участков распространения пирит-углистых включений, а также побурение породы происходит на участках распространения разнозернистого песчаника, отдельными пятнами порода имеет светло серые оттенки, за счет чего текстура охарактеризована как пятнистая.

Зерна слабой и средней степени окатанности плохо отсортированные. Разнозернистость отмечается по всему объему породы. Зерна песчаника представлены в различных соотношениях обломками кристалло- и литокластов. Неокатанные зерна представляют собой обломки кристаллов кварца с хорошо оформленными гранями, как правило, такие зерна наиболее прозрачны и темнее, чем основная масса зерен кварца. Периодически фиксируется полное исчезновение кристаллов кварца с выраженными кристаллографическими формами. В отдельных маломощных интервалах около 80 % зерен можно считать хорошо окатанными. Порода средней степени крепости и плотности, хорошо впитывает воду, имеет запах легких углеводородов на сколах и отдельных, по-видимому, наиболее проницаемых участках. Глинисто-углистое вещество с плохо сохранившимся детритом выполняет маломощные редкие пропластки, которые обогащены, кроме глинисто углистой составляющей, еще и пиритом. Под люминесцентной лампой отмечается неравномерное оранжево-желтое, иногда с зеленоватым оттенком свечение образцов керна. Оно характерно для периферийных участков образцов, сколов и трещин, реже приурочено к зонам перекристаллизации песчаника.

Насыщение пласта, даже в пределах продуктивной части интервала, крайне неравномерное, предположительно продуктивные интервалы во всех случаях трещиноватые переслаиваются с песчаниками ничем, с первого взгляда, не отличающиеся от вышеописанных. Они несколько более плотные и крепкие, более мелкозернистые, но в целом, разница в гранулометрическом составе пород или особенностях строения не существенна. Обращает на себя внимание только полное отсутствие в плотных непродуктивных интервалах трещиноватости и перекристаллизации. Песчаники, не имеющие визуальных признаков нефтенасыщения, светло-серого цвета мелкозернистые до среднезернистых, более темные, менее пиритизированные.

Среднезернистый песчаник имеет буровато-серый цвет, менее крепкую цементацию. Порода крепкая, плотная, отдельными участками средней крепости и плотности (среднезернистая часть породы). Зерна песчаника средней степени окатанности, мелкозернистый песчаник хорошей степени сортировки (тип цемента порово-базальный), среднезернистый – средней степени сортировки, цементация базально-порового типа. Соотношение мелко и среднезернистой составляющей 70:30. Распределение темноцветных компонентов и пирита неравномерное.

Наиболее обогащены темноцветами и пиритом более мелкозернистые разности. Зерна пирита в мелкозернистой части свежие неизмененные, в среднезернистых участках пирит окислен (по краям кристаллов лимонитизированные каемки, иногда кристаллы вследствие окисления не имеют четких кристаллографических форм).

Незадолго до интервала, выделенного как кора выветривания пород черноярского горизонта, песчаник сильно меняется, последний продуктивный интервал сложен песчаником светло-серого, участками буровато серого цвета мелкозернистым кварцевым на базально-поровом кремнистом цементе. Порода средней крепости и плотности. Зерна песчаника хорошей степени окатанности, песчаник хорошо отсортированный. Структура породы мелкозернистая, редко порфировидная, порфировидные включения в породе более мутные, менее окатанные. Содержание акцессориев 7 %. Слабо развиты малоамплитудные стилолитовые швы, по которым развито глинистое вещество, отмечается слабая пиритизация породы, содержание пирита не более 1 %. Пирит встречается в виде отдельных полуразрушенных кристаллов с едва угадывающимися несовершенными кристаллографическими очертаниями. Текстура породы массивная, отмечается наличие субвертикальных трещин, вдоль которых заметно побурение породы. Наблюдается слабая пятнистая люминесценция оранжево желтого цвета.

Ниже (0,8 м) – зона интенсивной перекристаллизация породы. Развита вертикальная трещиноватость.

Песчаник светло-серого цвета с бурым заметным оттенком. Окраска породы распределена неравномерно, светло 324 ПРОБЛЕМЫ ГЕОЛОГИИ И ОСВОЕНИЯ НЕДР бурый оттенок присущ породе по краям керна, бурая окраска приурочена к трещинам и сколам, она становится ярче и заметнее на отдельных локальных участках. Песчаник крупнозернистый, участками разнозернистый кварцевый на кремнистом базально-поровом, поровом цементе. Зерна слабо окатанные и средней степени окатанности, среднесортированные и плохой сортировки. Часто наблюдаются кристаллокласты с совершенными гранями. Порода средней степени крепости и плотности. Порода разбита субвертикальными трещинами, по сколам которых располагается каолинит, по всей видимости, образование его связано с растворами, поднимающимися из нижерасположенной зоны с газоконденсатом по трещинам.

В интервале 4421,4-4421,55 м песчаник имеет явные признаки выветривания, а именно: не свежий вид зерен кварца, слагающего песчаник (характерна мутная выщербленная поверхность зерен), каолиновый цемент, сменяющий кремнистый в выше и нижерасположенных интервалах, обогащение темноцветными минералами, рыхлые агрегаты зерен, отсутствие среди зерен кварца индивидов с совершенными кристаллографическими формами, в целом улучшение сортировки и окатанности зерен.

Таким образом, детальное описание керна и шлама позволило выделить в разрезе слой, принадлежащий коре выветривания пород черноярского горизонта. Выше этого слоя (см. предыдущее описание) описана зона интенсивной перекристаллизации песчаника, развита вертикальная трещиноватость, служащая, по всей видимости, путями миграции для флюидов, как уже было сказано, все предположительно продуктивные интервалы расположены выше интервала глубин развития коры выветривания. Это зона перерыва осадконакопления, стратиграфическая граница, ниже которой происходит резкая смена условий осадконакопления, размыв. Ниже этой глубины фиксируется смена типа слоистости пород со слабо проявленной горизонтальной на однонаправленную косую, периодически переходящую в горизонтальную и линзовидную. С этой глубины песчаник, встречающийся в разрезе, более-менее однороден по форме зерен, исчезают остроугольные обломки кристаллокластов. Анализируя составные части обломочных пород, следует заметить, что зерна кварца, в основном слагающие обломочную часть песчаников, различны по своей морфологии. Среди прочих, описанных в разрезе разновидностей кварцевых зерен, преобладают зерна прозрачные светлые с ирризационным эффектом по сколам;

часто встречаются кристаллы кварца с совершенными кристаллографическими формами;

редко присутствуют зерна кварца мутно-серые более окатанные;

иногда (до % в породе) отмечаются крупные до 4 мм обломки кремния неокатанные мутно-серые с раковистым изломом.

В качестве включений, настолько, насколько это удается увидеть под бинокулярной лупой, уверенно определяются мелкораспыленные частички угля, ближе к интервалу 4421,4-4421,55 м, возможно, несколько выше, описаны кварцевые зерна, внутри которых встречен пирит. Разнообразие форм существования кварца в терригенной части разреза говорит о наличии нескольких источников поступления кластического вещества в бассейн осадконакопления. Наличие пирита и мелкораспыленного углистого вещества внутри зерен свидетельствует о наличии эпигенетического кварца, образовавшегося, по всей видимости, в процессе перекристаллизации вещества.

СОВРЕМЕННЫЕ ГЕОИНФОРМАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ДОСТУПА И УПРАВЛЕНИЯ ДАННЫМИ ПРИ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ М.А. Спикин, В.А. Поздняков, С.С. Худяков Научный руководитель профессор В.А. Поздняков Сибирский федеральный университет, г. Красноярск, Россия В настоящее время при проведении геологоразведочных работ наблюдается тенденция к постоянному возрастанию объемов разнородных данных, расширяется спектр решаемых задач, увеличивается количество применяемых методов и технологий поисков и разведки месторождений полезных ископаемых, в частности, нефти и газа. Вследствие этого возникают сложности при оперативном управлении и анализе больших потоков разнородной информации, что приводит к замедлению оперативности принятия управленческих решений.

Работы на нефть и газ в географических и геологических условиях Восточной Сибири – весьма сложная и финансово затратная задача. Учитывая эти факторы, возникла необходимость оптимизации процессов обработки больших объемов разнородных данных.



Pages:     | 1 |   ...   | 16 | 17 || 19 | 20 |   ...   | 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.