Нефтегазоносность осадочных бассейнов: новое видение перспектив, пути реанимации "старых НГБ" > Нефтегазоносность авлакогенов и рифтов
Нефтегазоносность Припятской впадины
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Соляная тектоника и галокинез - это отдельная и крайне интересная тема, можно под нее выделить и раздел.
Обсудим.
Карпов Валерий Александрович:
--- Цитата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Августа 21, 2015, 12:13:46 pm ---Соляная тектоника и галокинез - это отдельная и крайне интересная тема, можно под нее выделить и раздел.
Обсудим.
--- Конец цитаты ---
С Вашего позволения я пока продолжу?
Справедливость описанной выше модели доказывается так же анализом строения верхнесоленосной толщи в условиях развития предлебедянских эрозионных врезов на участке минимального проявления галокинеза. Бурением установлено /Кусов Б.Р., Карпов В. А. К вопросу выделения структурных стра¬тиграфических ловушек нефти и газа в межсолевых отложениях прогиба. — В кн.: Прогноз иефтегаэоносности и направление поисков нефтяных месторождений в Припятском прогибе. Мн.: БелНИГРИ, 1976, с. 107—109./, что в общем случае над врезом откладываются максимальные мощности глинистых разностей (в основном в глинисто-галитовой подтолще) и минимальные мощности галитовых слоев (в галитовой подтолще). а над куэстами наоборот: минимальные мощности глинистых и максимальные — галитовых споев. Так или иначе устанавливается облекающий характер залегания предлебедянских внутрисолевых отложений. Такую ситуацию трудно объяснить галокинезом, так как в случае "течения соли» галитовые пласты галитовой подтолщи в связи с проявлением соляной тектоники выклинились бы в районе образовавшейся мульды. Напротив, облекающий характер залегания внутрисолевых горизонтов галитовой подтолщи указывает в большинстве случаев на седиментационную природу таких соляных структур. На устойчивости такого свойства не сказывается даже влияние галокинеза верхнефранской соленосной толщи (Сосновская площадь).
Таким образом, следует констатировать, что между рельефом предлебедянской поверхности и строением гапитовой субформации существует устойчивая связь, которая подготовила к позднелебедянскому времени необходимые условия для соляной тектоники, выраженные в виде достаточно контрастной дифференциации предпозднелебедянского рельефа. Последующие тектонические движения по разломам на различных этапах формирования Припятского прогиба стимулировали галокинез, обеспечивший многообразие типов соляных структур, описанных в классификации В.С.Конищева.
Касаясь связи соли и нефти, многие исследователи соляным отложениям отводили роль экранирующей среды или (при структурообразовании) фактора, определяющего появление различного рода ловушек нефти и газа вблизи соляного поднятия в надсолевых отложениях. Предложенная модель формирования соляных структур Припятского прогиба позволяет использовать соленосные отложения в качестве индикатора прогнозирования размещения нефтяных залежей в подстилаюших соль отложениях. Если до сих пор можно было констатировать существование пространственной связи большинства соляных поднятий и залежей нефти, то теперь необходимо говорить о наличии их генетической связи, обусловленной особой геотектонической обстановкой, причем, эта связь имеет вполне конкретную форму.
Первый опыт определения формы связи приведен в работе //, где показано, что нефтесо
держащие земли можно от¬делить от прочих путем построения графика d=f(l), где d -мощность допермских надсолевых отложений, 1 — мощность галитовой подтолщи. Поскольку мощности отмеченных отложений отражают характер куполообразования и одновременно позволяют выде-лять участки, контролирующие залежи нефти, то использование графиков d=f(l) есть практическая реализация возможностей рассматриваемой модели формирования соляных структур. Опыт показал, что в большинстве случаев линию, разграничивающую нефтеперспективные земли и бесперспективные, можно описать уравнением типа d=B-Al , а положение нефтеперспективных земель должно удовлетворять условиям d+Al<или=B , где А и В — константы, определяющие поведение этой линии.
Предложенная модель формирования соляных структур справедлива только для одной, наиболее распространенной группы соляных поднятий конседиментационного типа, в различной степени осложненных галокинезом. В Припятском прогибе есть и другие - наложенные поднятия и структуры типа щита черепахи, являющиеся постседиментационными, как следствие галокинеза.
Карпов Валерий Александрович:
Первое и главное направление, обещающее отдачу в Припятском прогибе, это большие глубины.
Все-таки, трудно согласиться с тем, что этап поисков нефти и газа до глубин 7 км уже пройден, как с точки зрения разработки теоретических основ, так и с технической точки зрения. Есть все основания считать, что он продолжится еще не одно десятилетие, что еще кардинально будут меняться методические основы освоения больших глубин. И это, прежде всего, относится к Припятскому прогибу.
Тем более, что на сегодняшний день нет общепринятой технологии оценки углеводородного потенциала и прогнозирования нефтегазоносности до глубин 12-14 км. Учитывая высокую перспективность поисков УВ глубокопогруженных отложений, проведение исследований в этом направлении представляется весьма перспективным, как с точки зрения изучения фундаментальных процессов нефтегазообразования и нфтегазонакопления, так и прогнозирования УВ потенциала недр и разработки долгосрочной стратегии развития нефтегазового комплекса (Сборник тезисов 1-й Международной конференции «Углеводородный потенциал больших глубин: энергетические ресурсы будущего - реальность и прогноз», Баку-2012, «Nafta-Press», 2012.).
И как отмечено на этой конференции, усилия необходимо концентрировать на следующих основных направлениях:
1.Разработка и усовершенствование методов картирования очагов возбуждения.
2.Разработка и усовершенствование методов картирования каналов, времени и масштабов миграции углеводородов
3.Усовершенствование методов картирования ловушек сложной конфигурации, оценка параметров резервуаров.
Поскольку реализация первых двух направлений целиком и полностью зависит от фактического материала, полученного при решении третьей проблемы, постольку именно она должна считаться первоочередной.
При этом, очевидно одно, весьма важное и определяющее все остальное, обстоятельство: возможность деструкции нефти на больших глубинах, как и прямое влияние главной фазы нефтеобразования ставится под сомнение.
В общем случае с глубиной меняется генетический спектр типов ловушек, типов природных резервуаров УВ. Ниже 3000-4000м (в зависимости от региона) преобладают неантиклинальные («неструктурные»), в большей степени тектонозависимые типы ловушек, непластовые типы природных резервуаров, трещинные породы – коллекторы.
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 (Разлом – как объект изучения при нефтегазопоисковых работах. Недропользование-ХХ1 век.№6/2011(68-70) - №1/2012(74-78).), 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 ( 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».
Любой практикующий геолог - нефтяник может найти на изучаемых месторождениях свидетельства влияния тектоноблендера. Практически на каждом месторождении есть активный разлом, влияние которого наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.
Карпов Валерий Александрович:
Из http://yandex.ru/clc...238901256602631
Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых
Авторефератдиссертации по теме "Геология и нефтегазоносность докембрийских комплексов Восточно-Европейской платформы"
На правах рукопись
ГАТИЯТУЛЛИН НАКИП САЛАХОВИЧ
Геология и нефтегазоносностъ докембрийских комплексов Восточно-Европейскойплатформы
Специальность: 25.00.12 - геология, поиски и разведка горючих ископаемых
АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени доктора геолого-минералогических наук
САНКТ-ПЕТЕРБУРГ 2004 г.
Диссертации о Земле http://earthpapers.n...y#ixzz3jjwEQOuJ
3.2.1. Припятский нефтегазоносный бассейн
Припятский нефтегазоносный бассейн (ПНГБ) обособлен в пределах территории, охватывающей Припятский грабен. Граница НГБ определена по контуру максимального распространения перспективных земель подсолевого карбонатного комплекса.
Промышленная нефтегазоносность установлена в средне- и верхнедевонских отложениях. Открытия залежей нефти в вендских отложениях Рассветовского и Речицкого месторождений явились стимулом для активизации работ по оценке перспектив нефтеносности верхнепротерозойских отложений в Припятском НГБ.
В основу нефтегеологического районирования верхнепротерозойских отложений Припятского НГБ положена карта мощностей этих образований, результаты изучения их нефтегазоносности в пределах подсолевых месторождений, а также обобщение и анализ данных бурения и ГИС во всей территории развития верхнепротерозойских пород.
В пределах Припятского бассейна выделены пять основных категорий районирования территорий с различной степенью вероятности выявления залежей УВ, а также территория (юго-восток региона), где изучаемые отложения отсутствуют (Докембрий Восточно Европейской платформы..., 2002).
Территория доказанной промышленной нефтегазононости включает в себя гребень Речицко-Шатилковской ступени от Речицкого месторождения до Тишковского включительно. Здесь открыты и эксплуатируются две вендские залежи нефти (Рассветовская
и Речицкая). В настоящее время продолжается их разведка Имеются предпосылки открытия залежей и в других блоках этой зоны.
Территория высокой вероятности выявления залежей УВ характеризуется наличием частично опоискованных верхнепротерозойских отложений. в пределах подсолевых месторождений. Верхнепротерозойским породам здесь свойственны признаки нефтеносности, в частности, наличие коллекторов и благоприятные геолого-структурные условия для формирования залежей нефти.
Территория вероятного выявления залежей охватывает районы с неопоискованными структурами в верхнепротерозойских породах, где прогнозируются коллекторы и их боковое экранирование различной надежности (Дроздовско-Вишапская, Октябрьско-Притокская и Юго-восточная зоны, а также Комаровичский, Первомайский и Озерщинский участки).
Территория неопределенной вероятности выявления залежей включает районы с установленным наличием структур, на которых перспективы нефтегазоносности пород верхнего протерозоя пока не оценены.
Территория малой вероятности выявления залежей. К этим землям принадлежат: Южная, Северо-западная, Восточная и Бобровичко-Савичская зоны, а также Золотухинский участок.
Территория отсутствия верхнепротерозойских отложений включает юго-восточную часть Припятского прогиба, где по результатам бурения изучаемые отложения не установлены.
Диссертации о Земле http://earthpapers.n...y#ixzz3jjvfCl7K
Прогнозирование лишь по признаку наличия комплекса, правильно ли это?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Надеюсь, Валерий Александрович, количество информации, согласно законам диалектики, перерастет в качество.
Вот например, такое Ваше утверждение: "Любой практикующий геолог - нефтяник может найти на изучаемых месторождениях свидетельства влияния тектоноблендера. Практически на каждом месторождении есть активный разлом, влияние которого наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.". В нем идет подмена понятий: разлом, как реальный объект исследований (наблюдается на временных разрезах, во время проводки скважин, в керне, в процессе разработки и т.п.) подменияется понятием "тектоноблендер", существующим (как показывает обсуждение этого вопроса на форуме) только в Ваших представлениях. Давайте этот термин оставим для соответствующего раздела, где Вы пытаетесь его пропагандировать и продвигать.
А здесь хотелось бы, памятуя Вашу страсть к фактам, получить картину распределения нефтегазоносности в пределах Припятской нефтегазоносной области, и, в первую очередь, такие наблюдения и обобщения:
- распределение запасов нефти и газа по площади и стратиграфическим коплексам, по отдельным зонам (борта, центральная часть прогиба) в границах тектонического и неотектонического районирования;
- фазовое распределение запасов нефти и газа по тем же элементам районирования и стратиграфии;
- распределение запасов нефти и газа по типам ловушек, в том числе по их возрасту и истории развития;
- распределение запасов нефти и газа с учетом положения региональных, зональных и локальных покрышек;
- связи в распределении запасов нефти и газа с разломами, другими геоструктурными элементами;
- и т.д.
Валерий Александрович, сообщите, располагаете ли Вы подобной количественной информацией, чтобы можно было вынести независимое суждение о закономерностях в распределении запасов нефти и газа в пределах Припятской нефтегазоносной области и, тем самым выработать геологические критеии нефтегазоносности недр этой территории.
Навигация
Перейти к полной версии