USD 77.7325

0

EUR 85.7389

0

BRENT 24.92

-0.82

AИ-92 42.42

+0.01

AИ-95 46.35

0

AИ-98 51.09

+0.03

ДТ 47.67

-0.01

215

Отдельные аспекты влияния тектонических процессов на нефтегазоносность

Отдельные аспекты влияния тектонических процессов на нефтегазоносность

В ОАО «Сибнефтегеофизика» накоплен большой опыт выделения и трассирования по пло¬щади разрывных нарушений по данным сейсморазведки. Полученная информация позволила высказать ряд предположений о влиянии тектонических процессов на перспективы нефтегазоносности отдельных регионов. Коснемся, в частности, двух аспектов этой проблемы, связанных с влиянием тектоники на формирование месторождений и улучшение фильтрационных свойств пород-коллек¬торов за счет вторичной (трещинной) проницаемости.
В последнее время в структуре сейсморазведочных работ МОГТ все больший объем зани¬мают работы по методике 3D сейсморазведки и 2D по достаточно плотной сети профилей, с расстоянием между ними менее 500 м. Такая плотная сеть сейсмических данных позволяет с большой степенью достоверности трассировать разрывные нарушения по простиранию. Кроме того, анализ временных разрезов позволяет ранжировать основные тектонические элементы по времени их заложения.
К первой группе разломов относятся нарушения, которые затрагивают только доюрский ком¬плекс и не отражены в осадочном чехле. Они оказали решающие влияние на морфологию поверхности фундамента и, как следствие, на структурный план нижней части осадочного чехла.
Вторая группа разрывных нарушений имеет юрское время заложения и затрагивает главным образом отложения до верхней юры включительно. Роль таких разломов с точки зрения их влияния на нефтегазоносность скорее отрицательная. Сопутствующие разломам трещины были залечены карбонатами и кварцем, которые поднимались в виде растворов с глубинными водами.
Разломы третьей группы, наименее встречаемые, формировались в конце мела – начале па¬леогена и прослеживаются по разрезу от доюрского комплекса до конца мела и выше по разрезу. Основная генерация УВ началась в покурское время, а максимум ее приходится на палеоген – неоген, следовательно, и главный этап миграции нефти имел место в постмеловое время. Таким образом, в данном случае мы имеем совпадение факторов, играющих основную роль в процессе фор¬мирования залежей углеводородов: наличие ловушек, способных улавливать УВ, собственно под¬вижные УВ и трещины, по которым возможна восходящая миграция флюидов. После того как ме¬сторождение сформировалось, породы в пределах тектонических блоков внутри залежи не подвер¬гаются вторичным изменениям и сохраняют свои емкостно-фильтрационные свойства.
На ряде месторождений было замечено, что к западу от подобного разлома значительно возрастает как этаж нефтеносности, так и размеры залежей. Отсюда следует и еще один вывод, относящийся преимущественно к восточным районам Томской области, где нефтематеринские отложе¬ния баженовской свиты фациально замещаются на обедненные органическим веществом породы. Источником нефти здесь должны были служить нижне-среднеюрские отложения, и, следовательно, при восходящей миграции в первую очередь будут заполняться ловушки в НГГЗК и песчаных пла¬стах группы Ю и лишь затем меловые пласты.
Очень редко были встречены тектонические нарушения, выявленные в верхней части разреза и не фиксирующиеся в юрских и доюрских отложениях. Влияние таких бескорневых (листрических) разломов на нефтегазоностность на современной стадии изученности остается невыясненной, но в любом случае их наличие не играет такой важной роли, как наличие нарушений, отнесенных нами к третьей группе.
Как показал более чем сорокалетний опыт разработки месторождений Западной Сибири, 80–90 % нефти на месторождении добывается всего 10–15 % скважин. Следовательно, в пределах единой залежи имеются коллекторы с разными фильтрационными свойствами, и на первое место выходит задача прогноза таких зон. В разные годы вопросами прогноза зон повышенной продуктив¬ности на месторождениях Томской области занимались Е. Д. Глухманчук, В. Е. Пешков, А. И. Страхов и др. В основе применяемых этими исследователями подходов лежит анализ геомет¬рии поверхности кровли продуктивного пласта или двух соседних поверхностей, внутри которых этот пласт находится.
Сходный подход был использован авторами при прогнозе зон повышенной трещиноватости коллекторов группы пластов Ю1. Предполагается, что на участках перегибов структурной поверхности будут формироваться микротрещины, которые и обеспечивают повышение фильтрационных свойств коллекторов. Источником энергии для возникновения таких микротрещин может служить энергия, выделяемая при землетрясениях, в том числе и микросейсм. Нами использованы результаты преобразования Лапласа поверхности кровли васюганской свиты. Повышенные значения па¬раметра соответствуют максимально изогнутым участкам структурных поверхностей, в пределах которых можно прогнозировать повышенную степень трещиноватости. Пример такого прогноза приведен на рисунке, где выделенные зоны развиты по площади фрагментарно и имеют достаточно небольшие размеры.

Рис.1. Фрагмент схематической карты прогноза участков повышенной продуктивности пласта Ю11

Литература
1. Геология нефти газа Западной Сибири / Ред. А. Э. Конторович, И. И. Нестеров, Ф. К. Сал¬ма¬нов и др. – М.: Недра, 1975. – 690 с.
2. Гончаров И. В., Носова С. В., Самойленко В. В. Генетические типы нефтей Томской области // Химия нефти и газа (материалы V международной конференции, Издательство Института оптики атмосферы СО РАН). – Томск, 2003. – С.10–13.
3. Пешков В.Е. и др. Геологические особенности и прогнозирование гидродинамических пластов месторождений УВ Эвенкии // Материалы Международной научно-технической конфе ренции «Горно-геологическое образование в Сибири. 100 лет на службе науки и производ¬ства». – Томск, 2001. – С. 205–208.

 

 

 

 

Автор:


Система Orphus