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
Устьянцев Валерий Николаевич:
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Февраля 18, 2016, 03:41:28 pm ---Из монографии
Р.Е. Айзберг, Т.А. Старчик
СИНРИФТОВАЯ ГЕОДИНАМИКА ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА
Минск
«Беларуская навука»
2012
"Накопление нижнепермской галогенной формации происходило в иных геологических условиях по сравнению с позднедевонскими на стадии пострифтовой относительной инверсии и формирования молассоидов заключительной стадии герцинского этапа в зоне замыкания Днепровско-Припятского бассейна."
"Синтез геологических и геофизических материалов по структуре чехла и консолидированной коры, магматизму и термальному полю этого палеорифта позволяет выделить и охарактеризовать стадии и фазы его геодинамической эволюции на главном – герцинском этапе формирования прогиба. Он включает стадии: предрифтовую (эмс (эйфель) – средний фран), рифтовую (поздний фран – средний карбон), пострифтовую (поздний карбон – средний триас). Рифтовая стадия подразделяется на раннюю, главную, позднюю фазы (рис. 1.8)."
Вот этой пострифтовой стадии не уделяют должного внимания до сих пор.
А именно она "определила" успех поиска на 1/3 территории (Северной структурной зоны) и неуспех - на остальной части, благодаря активизации в этот период разломов (ТБ).
--- Конец цитаты ---
Ну и как же разломы способствовали "неуспеху"?
В.Н. Устьянцев
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Устьянцев Валерий Николаевич от Февраля 18, 2016, 05:26:50 pm ---
--- Цитата: Карпов Валерий Александрович от Февраля 18, 2016, 03:41:28 pm ---Из монографии
Р.Е. Айзберг, Т.А. Старчик
СИНРИФТОВАЯ ГЕОДИНАМИКА ПРИПЯТСКОГО ПРОГИБА
Минск
«Беларуская навука»
2012
"Накопление нижнепермской галогенной формации происходило в иных геологических условиях по сравнению с позднедевонскими на стадии пострифтовой относительной инверсии и формирования молассоидов заключительной стадии герцинского этапа в зоне замыкания Днепровско-Припятского бассейна."
"Синтез геологических и геофизических материалов по структуре чехла и консолидированной коры, магматизму и термальному полю этого палеорифта позволяет выделить и охарактеризовать стадии и фазы его геодинамической эволюции на главном – герцинском этапе формирования прогиба. Он включает стадии: предрифтовую (эмс (эйфель) – средний фран), рифтовую (поздний фран – средний карбон), пострифтовую (поздний карбон – средний триас). Рифтовая стадия подразделяется на раннюю, главную, позднюю фазы (рис. 1.8)."
Вот этой пострифтовой стадии не уделяют должного внимания до сих пор.
А именно она "определила" успех поиска на 1/3 территории (Северной структурной зоны) и неуспех - на остальной части, благодаря активизации в этот период разломов (ТБ).
--- Конец цитаты ---
Ну и как же разломы способствовали "неуспеху"?
В.Н. Устьянцев
--- Конец цитаты ---
По этому поводу стоит отметить следующее, Валерий Николаевич.
Припятский прогиб уникален тем, что здесь, как нигде, изучены залежи нефти, связанные с разломами, что здесь раньше всех стали готовить под глубокое бурение приразломные структуры, что белорусские геологи ближе всех подошли к пониманию истинной роли разломов в нефтегазонакоплении. Как известно, большинство положительных структур, контролирующих залежи УВ, являются структурами древнего заложения и длительного унаследованного развития: в Припятском прогибе - это практически все месторождения Северной структурной зоны. Но, к сожалению, такие объекты в данном регионе уже исчерпаны. Месторождения представлены главным образом тектонически экранированными ловушками и занимают головные части моноклинальных блоков (т. е. являются неантиклинальными), группирующихся вдоль субширотных рифтогенных разломов в узлах пересечения с субмеридиональными доплатформенными разломами. При этом все эти месторождения контролируются предпермскими поднятиями. И так как в северной части Припятского прогиба в послекаменноугольное время перестроек структурного плана не наблюдалось, то «структурная» методика размещения скважин здесь увенчалась успехом. В центре и на юге прогиба в пермо-триасе наблюдались масштабные перестройки структурного плана, что и определило низкую эффективность нефтепоисковых работ, основанных на том же «структурном» подходе ведения нефтепоисковых работ (В.А.Карпов. О некоторых особенностях связи соле- и нефтегазонакопления. Отечественная геология.№4/14.с.65-69.).
Природные резервуары УВ претерпели глубокие преобразования во время рифтогенеза на этапах растяжения и сжатия, имевших место вплоть до среднего триаса, что создало основу для развития «неструктурных» (неантиклинальных) ловушек различного генезиса и морфологии( В.А.Карпов. Условия формирования скоплений углеводородов в центральной и южной частях Припятского прогиба. Нефтегазовая геология и геофизика,№6/1982.; В.А.Карпов, Т.В.Колдашенко, Т.А.Черевко. Перспективы нефтегазоносности девонских отложений южной части Припятского прогиба. В сборнике «Нефтегазоносность западных районов Европейской части СССР», ВНИГНИ, М., 1986. ).
Особенности тектонического развития Припятского прогиба предопределили развитие значительного спектра «неструктурных» ловушек, помимо тектонически экранированных, так или иначе связанных с разломами.
В саргаевском горизонте (при обводненности выше лежащего семилукского) образовались литологически экранированные ловушки за счет бокового экрана при изменении регионального наклона в процессе рифтогенного разломообразования (Притокская и др. площади)
В межсолевой толще за счет этого же процесса формируются ловушки, связанные с расформированными древними поднятиями (Южно-Вишанская площадь), палеогеоморфологические ловушки, обусловленные предлебедянским эрозионным врезом (Восточно-Вишанская площадь), клиноформенными образованиями (Восточно-Выступовичская площадь), так же подконтрольными рифтогенными разломами.
Особое место среди «неструктурных» ловушек занимают ловушки, прямо связанные с областями динамического влияния разломов, с зонами вторичной трещиноватости, -катагенетически запечатанные залежи УВ. Они имеют ряд особенностей:
-залежи образуются одновременно с формированием ловушек и являются самыми молодыми (триас и позднее)
-локализация максимумов разуплотнения (участков вторичных скоплений УВ) определяются изменением тектонической напряженности вдоль активного разлома, мощностью и литологией продуктивных горизонтов. Избирательность разуплотнения (трещинообразования) приводит к смещению скоплений УВ как по площади, так и по разрезу. В результате под водоносными породами, подвергшимися разуплотнению в малой степени, могут существовать залежи в породах, претерпевших интенсивное трещинообразование (Южно-Валавская, Кузьмичевская, Чисто-Лужская площади). Развитие залежей ожидается в любой части разреза вплоть до кристаллического фундамента вне зависимости от структурного плана, подчиняясь геометрии зоны разуплотнения вдоль разлома. Опосредственное влияние разломов через галокинез нижнесоленосной толщи обнаружено при изучении залежей в межсолевой толще в подошвенной (Каменская и Южно-Домановичская плошади) и кровельной (Золотухинская площадь) частях толщи. В ряде случаев залежи подчинены не собширотным (рифтогенным) разломам, а субмеридиональным (доплатформенным) разломам, ожившим в пермо-триасе (Комаровичская, Савичская, Притокская площади).
Активные в пермо-триасе разломы обладают рядом существенных свойств: аномальной прогретостью недр, повышенной магнитной напряженностью, локальными гравиминимумами. Причем, если сопоставить грави - и магнитное поля, то на корреляционных графиках при наличии региональной прямой связи этих параметров наблюдается приуроченность нефтегазосодержащих земель к избыточным значениям магнитной напряженности. Влияние разломной тектоники на флюидодинамику очевидно. При тектонической активизации движение флюидов в зонах разломов и прилегающем пространстве осуществляется в направлении максимального проявления дилатансии. Скачкообразный характер землетрясений, их вибрационный эффект определяет направленность и масштабы ремиграции и локализации вторичных залежей. В общем случае происходит трансформация совокупности латерально чередующихся и соподчиненных залежей УВ (антиклинальных и пр.) в совокупность вертикально чередующихся приразломных скоплений (месторождение), из субгоризонтального ряда - в субвертикальный, с появлением положительных структур, лишенных УВ.
Центром максимальной тектонической активности в пермо-триасе является Домановичско-Заозерная субмеридиональная (возрожденная доплатформенная) зона дислокаций, несущая признаки сдвиговой природы и контролирующая наибольшее число обнаруженных (и прогнозных) вторичных залежей УВ.
Испытав геодинамическую переработку, первичные ловушки УВ претерпели изменения различной глубины с образованием вторичных скоплений, став вместе с последними в определенной и разной мере сейсмогенными, тектонозависимыми. Залежи, приуроченные к поднятиям древнего заложения и длительного унаследованного развития при условии сохранения унаследованности, сохраняют свое положение, объем и геометрию. Но нередко эти поднятия по активному разлому ассоциируют с отрицательными структурами, которые являются «агрессорами» по отношению к первичным залежам, и в момент последней активизации разлома происходит частичное или полное ее разрушение с образованием вторичных залежей в приразломной зоне отрицательной структуры (В.А.Карпов. Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах. Недропользование-ХХ1 век.№6/2011 - №1/2012.; В.А. Карпов. Перспективы выявления новых залежей нефти в пределах и вблизи старых месторождений. Нефтяное хозяйство, №3/2012,20-23.).
Как известно, успешность изучения любых ловушек (а неантиклинальных – в первую очередь) в огромной степени определяет априорная геологическая модель. Используя новые технологии, новые подходы, добываются новые факты, на основе которых уточняется геологическая модель, которая в свою очередь заставляет искать и применять новые подходы для получения новых фактов и т. д.
Поскольку очевидно, что с глубиной резко возрастает роль разломной тектоники, необходимо, что бы модель в качестве главного элемента, контролирующего нефтегазоносность, содержала разломное образование со всеми статическими и динамическими характеристиками.
Изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводит к геологической модели тектоноблендера (В.А. Карпов. О роли тектонического блендера в нефтегазонакоплении. Недропользование-ХХ1 век.№4/2012.с.56-63.), объясняющей все многообразие тектонозависимых ловушек УВ, все процессы, происходящие в системе «порода-флюид».
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, Вы пишите: "Изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводит к геологической модели тектоноблендера (В.А. Карпов. О роли тектонического блендера в нефтегазонакоплении. Недропользование-ХХ1 век.№4/2012.с.56-63.), объясняющей все многообразие тектонозависимых ловушек УВ, все процессы, происходящие в системе «порода-флюид».
А почему изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводит к геологической модели тектоноблендера? У Вас, что, в Припятской впадине АНПД, нужно обосновывать нисходящую миграцию, и Вы притягиваете за уши тектоноблендер, просто разломов недостаточно для структурообразования и нефтегазонакопления?
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Февраля 19, 2016, 12:45:39 pm ---Валерий Александрович, Вы пишите: "Изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводит к геологической модели тектоноблендера (В.А. Карпов. О роли тектонического блендера в нефтегазонакоплении. Недропользование-ХХ1 век.№4/2012.с.56-63.), объясняющей все многообразие тектонозависимых ловушек УВ, все процессы, происходящие в системе «порода-флюид».
А почему изучение динамических характеристик разлома и оценка их роли в нефтегазонакоплении неизбежно приводит к геологической модели тектоноблендера? У Вас, что, в Припятской впадине АНПД, нужно обосновывать нисходящую миграцию, и Вы притягиваете за уши тектоноблендер, просто разломов недостаточно для структурообразования и нефтегазонакопления?
--- Конец цитаты ---
Да, Ахмет Иссакович: приведенные пластовые давления в межсолевой толще больше, чем в подсолевой.
Посему уши тектоноблендера просто выпирают :)
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Тогда все понято, откуда "уши растут". А ведь объясняется все очень просто, как в ЗС отсутствие АВПД в пластах Ю2-Ю4 при наличии залежи с АВПД в пласте Ю1.
Залежь (газированные глубинные флюиды являются носителями АВПД), разгрузившаяся в межсолевой толще несет с собой заряд АВПД, в то время, как подсолевой комплекс опорожнился. Это Вам, Валерий Александрович, должно было служить критерием нефтегазоносности: АВПД в межсолевой толще - признак бесперспективности подсолевого комплекса, и наоборот. А Вы, вместо этого придумали тектоноблендер.
Навигация
Перейти к полной версии