Все о разломах и трещинах; методы изучения и приложения в практику > Разломы и нефтегазоносность недр
От разлома к тектоноблендеру - шаг вперед или два шага назад
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Марта 19, 2017, 06:50:36 pm ---А что, при этом нужно учитывать, Валерий Александрович?
--- Конец цитаты ---
Генетическую связь природного резервуара с ТБ, Ахмет Иссакович. Недоучет чреват:
-уменьшением дебита;
-прорывом воды;
-прорывом газа;
-прочими осложнениями.
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Ерилин Сергей Александрович от Марта 19, 2017, 06:56:39 pm ---
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Марта 19, 2017, 06:47:12 pm ---
--- Цитата: Ерилин Сергей Александрович от Марта 19, 2017, 01:43:08 pm ---
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Марта 19, 2017, 10:48:34 am ---Из https://rucont.ru/efd/405194
ВОЗДЕЙСТВИЕ КАПИЛЛЯРНЫХ СИЛ НА РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ВОДЫ И НЕФТИ В ПРИРОДНЫХ ЛОВУШКАХ КОГАЛЫМСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ / Большаков, Батыров // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений .— 2016 .— №2 .— С. 26-31
"В пределах крупного Коголымского месторождения выявлено 54 залежи нефти. В строении многих залежей наблюдаются существенные отклонения от принципов господствующей антиклинально-гравитационной концепции нефтегазонакопления. В основном они заключаются в наклонных положениях ВНК и экранировании нефтяных скоплений по латерали водоносными песчаными породами. Изучением капиллярных характеристик пород-коллекторов установлено, что эти отклонения обусловлены экранированием залежей нефти капиллярными барьерами, возникающими на контактах воды и нефти в поровой среде на стыках разнопоровых фаций."
Есть и другая, более реальная, причина "появления" наклонных ВНК - недоучет влияния разломов (ТБ) http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2011/6_2011/
--- Конец цитаты ---
"Безводная" добыча с волновым воздействием "Гидротараном" снимет многие вопросы, в том числе выравнивание ВНК ..
С уважением..
--- Конец цитаты ---
Применение гидротарана без учета ТБ бесперспективно :)
--- Конец цитаты ---
:D
Валерий Александрович, посмотрите о чем речь в презентации .. там про разломы пока ни слова .. , а уж про ТБ , тем более ...
С уважением ..
--- Конец цитаты ---
Смотрел, Сергей Александрович. В этом и беда: без геологического осмысления процесса любого воздействия на пласт успешность не прогнозируема. Если продукт не пошел сразу, то дело связано с ТРИЗами (природными или техногенными). И в 99% случаев причина - это трещиноватость, обусловленная разломом (ТБ -его самым ярким представителем).
Карпов Валерий Александрович:
Из
"МЕТОДИКА ПРОГНОЗИРОВАНИЯ МЕЛКОАМПЛИТУДНОЙ ТЕКТОНИЧЕСКОЙ НАРУШЕННОСТИ УГОЛЬНЫХ ПЛАСТОВ" (Автор: В.М. КАЛИНЧЕНКО),
"Практика разработки угольных месторождений показывает, что большинство шахтных полей имеют нарушенное залегание угольных пластов и вмещающих пород. Поэтому изучению и прогнозу тектонической нарушенности шахтных полей и отдельных угольных пластов уделяют самое серьезное внимание. Согласно "Классификации тектонических разрывов угольных пластов по их морфологическим признакам и величине" (Л.: ВНИМИ, 1979), различают следующие разрывные нарушения:
- очень крупные с амплитудой более 1000 м, протяженностью 100 км и более, являющиеся границами бассейнов, районов, месторождений; разведывают такие нарушения геологической, аэрофото- и космической съемками;
- крупные, с амплитудой от 100 до 1000 м, протяженностью до 100 км; эти тектонические разломы, как правило, являются границами месторождений или шахтных полей, разведывают их
методами геологической съемки, разведочного бурения, геофизическим профилированием;
- средние с амплитудой от 10 до 100 м, протяженностью до 10 км; они служат естественными границами шахтных полей, блоков, панелей; нарушения этого класса выявляют опорными (сгущенными) профилями разведочных скважин;
- мелкие с амплитудой от 3 до 10 м, протяженностью от сотен до 1000 м; выявляют их только горными выработками, подземной сейсморазведкой и частично опорными разведочными профилями;
- очень мелкие, с амплитудой до 3 м, протяженностью от десятков до сотен метров; выявляют их как мелкие нарушения, горными работами, подземной сейсморазведкой."
Имеется ли нечто подобное в практике нефтегазовой геологии?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, мои изыскания на эту тему приводятся ниже:
3.4.1. Иерархия и классификация разноранговых деформационных ячеек
В пределах Западной Сибири есть возможность рассмотреть иерархию и построить классификацию разномасштабных блоковых структур фундамента и осадочного чехла и ограничивающих их мобильных швов с позиции новейшей сдвиговой тектоники, как геодинамической модели строения и развития деформационных ячеек ОБ. Совокупность жестких блоков фундамента и ограничивающие их тектонические швы будем рассматривать в качестве разноранговых деформационных ячеек.
В масштабной иерархии деформационных ячеек осадочного чехла, развивающихся на основе
первичной делимости блоков фундамента в первом приближении можно выделить ранги, связанные с соответствующими элементами тектонического и нефтегазогеологического районирования:
1. глобальная ячейка – 1000-3000 км: мегабассейновая структура (мегасинеклиза, мегавал),
Западно-Сибирская мегасинеклиза, Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция (НГП);
2. мега-ячейка – 300-1000 км: надпорядковая структура (синеклиза, антеклиза), Карская синеклиза, Карский нефтегазоносный бассейн (НГБ);
3. региональная ячейка – 100-300 км: структура 1-го порядка (мегавпадина, мегавал), Надым-Пурская мегавпадина, Надым-Пурская нефтегазоносная область (НГО);
4. зональная ячейка – 30-100 км: структура 2-го порядка (впадина, вал), Вынгапуровский вал,
Вынгапуровская зона нефтегазонакопления (ЗНГ);
5. мезо-ячейка – 10-30 км: структура 3-го порядка (синклиналь, малый вал или антиклиналь),
месторождение), Еты-Пуровская антиклиналь (малый вал), Еты-Пуровское месторождение;
6. локальная ячейка– 3-10 км: структура 4-го порядка (локальная впадина, локальное поднятие), Северный купол Еты-Пуровского малого вала, группа залежей Северного купола Еты-Пуровского
месторождения;
7. первичная (мини-ячейка) ячейка – 1-3 км: структура 0-го порядка (блок), приразломные
блоки Северного купола Еты-Пуровского малого вала, приразломные залежи (нефтяные поля)группы залежей Северного купола Еты-Пуровского месторождения.
В основе выделения разноранговых деформационных ячеек ОБ – морфологическая классификация платформенных структур [91], согласно которой размеры структур связаны с глубиной источника сил (от мантийных до коровых), создающих складки. Не удивительна строгая
корреляция в ранговой организации деформационных ячеек ОБ с элементами тектонического и
нефтегазогеологического районирования ОБ.
В первом случае это объясняется тем обстоятельством, что границы элементов тектонического районирования как правило являются глубинные и региональные разломы различного порядка, которые в градации рангов деформационных ячеек ОБ являются их ребрами. Во втором случае, эта связь объясняется еще проще – основой нефтегазогеологического районирования ОБ является тектоническое районирование.
Основными особенностями системной организации деформационных ячеек ОБ согласно приведенной классификации являются два закона, характеризующие их упорядоченность (рис.3.14, г):
1) экспоненциальный закон распределения рангов деформационной ячейки от величин как
минимальных, так и максимальных размеров в диапазоне отдельного ранга;
2) кратность π (пи) рангов деформационной ячейки по размерности.
Источник: Тимурзиев А.И. Новейшая сдвиговая тектоника осадочных бассейнов: тектонофизический и флюидодинамический аспекты (в связи с нефтегазоносностью). – Диссертация на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук. М., МГУ, 2009 (http://www.deepoil.ru/index.php/bazaznaniy/item/114-тимурзиев-аи)
Карпов Валерий Александрович:
Может пробурят Ваши скважины и все пойдет иначе?
НОВОСТИ // ДОБЫЧА
Стабильное падение. В феврале 2017 г в ХМАО было добыто 17,941 млн т нефти, что печалит регион http://neftegaz.ru/news/ctg/dobycha/
сегодня, 14:32Neftegaz.RU194
Февраль 2017 г выдался для Ханты-Мансийского автономного округа (ХМАО) насыщенным - по итогам месяца в регионе недропользователи добыли 17,941 млн т нефти.
Об этом 21 марта 2017 г сообщают региональные СМИ.
Среднесуточная добыча нефти в регионе по итогам февраля 2017 г составила 640,7 тыс т.
Нефтяные компании в феврале 2017 г пробурили более 1151 тыс м и ввели в строй 310 новых добывающих скважин.
Однако несмотря на оптимизм, добыча в регионе падает.
Для примера - в феврале 2016 г в ХМАО было добыто 18,971 млн т нефти.
По итогам 2016 г в ХМАО общими усилиями компаний было добыто 239 млн т нефти и газового конденсата.
В 2016 г в ХМАО введено в эксплуатацию 4200 новых скважин.
Было открыто 5 новых и введено в разработку 7 месторождений.
В планах на 2017 г - добыть 234 млн т нефти.
Снижение добычи власти региона связывают с соглашением по сокращению добычи нефти, которое Россия заключила со странами не-ОПЕК в 2016 г.
Все это ожидаемо.
Навигация
Перейти к полной версии