Нетрадиционные источники УВ: генезис, закономерности, методы прогноза, поисков и освоения > Нефтегазоносность кристаллического фундамента
Фундаментная нефть: от мифов к реальности
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
На Мангышлаке я работал с 1981 по 1993 г.г. Есть серьезные научно-производственные работы (отчеты) с моим участием, вот список некоторых (автор на них не ссылается, в том числе и на опубликованные работы):
- Анализ результатов опытно-методических геолого-геофизических работ на Песчаномысском опорном полигоне и разработка методов поисков скоплений УВ в сложноэкранированных ловушках - Отчет по теме № 12-85-48/6, КазНИПИнефть, Шевченко, 1989, 114 с.
- Отчет по теме № 12-85-48/6, КазНИПИнефть, Шевченко, 1989, 114 с.
Совершенствование методики зонального и локального прогноза нефтегазоносности применительно к условиям Мангышлака - Отчет по договору № 5-06/991, КазНИПИнефть, Шевченко, 1990, 345 с.
- Выбор способа прогнозирования начальных пластовых давлений нефтяных и газовых месторождений и внедрение его в производственных условиях ПOMH - Отчет по договору №51/90, КазНИПИнефть, Шевченко, 1990, 63 с.
Последний отчет делался на основе АС СССР ( Способ предварительной оценки начальных пластовых давлений нефтяных и газовых месторождений: АС СССР № 1484925. Класс Е 21 B 47/06 (авторы Л.П.Дмитриев, А.И.Тимурзиев, В.В.Ларичев). 3apeгиcтpиpoвaнo в Государственном реестре изобретений 08.02.1989. Заявка № 4110893/23-03. Приоритет изобретения 18.08.1986).
Данные по пластовым давлениям на Оймаше можно найти, нужно время. Я хочу один из номеров журнала Глубинная нефть посвятить нефтегазоносности фундамента, буду готовить большую статью, приглашаю всех заинтересованных присоединиться.
Ссылки на опубликованные мной работы по Оймаше:
- Структурно-тектонический анализ мегатрещиноватости Песчаномысско-Ракушечной зоны сводовых поднятий (Мангышлак) - Известия BУ3oв, геология и разведка, 1983, №7, c.133-137.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_119.pdf
- Отражение гранитных интрузий фундамента в рельефе п-ова Мангышлак - Известия BУ3oв, геология и разведка, №6, 1983, c.142-145, (соавтор В.И.Попков).
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_118.pdf
- Опыт комплексной интерпретации геолого-геофизических материалов для прогнозирования зон развития вторичных коллекторов в доюрском разрезе Мангышлака. - Геология нефти и газа, №1, 1984, c.28-32 (соавторы Л.П.Дмитpиeв, И.Муратов и др.)
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_013.pdf
- Результаты применения анализа зон разломов на Мангышлаке (на примере Песчаномысско-Ракушечной зоны). - Известия AH Каз. ССР, серия геологическая, №3, 1984, c.78-81.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_014.pdf
- Новейшая тектоника Песчаномысско-Ракушечной зоны - Советская геология, №6, 1984, c.64-71.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_128.pdf
- Строение коллекторов и залежей УВ в низкопроницаемых комплексах и пути совершенствования методики их прогнозирования - Геология нефти и газа №11, 1984, c.49-54.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_016.pdf
- Кольцевые морфоструктуры и их геологическая природа (на примере Южного Мангышлака) - Исследования 3eмли из космоса, №4, 1985, c.48-52 (соавтор Я.Д.Нугманов).
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_127.pdf
- Методика картирования трещинно-разрывных зон новейшей активизации - резервуаров нефти и газа в низкопроницаемых толщах (на примере Южного Мангышлака) - Известия AH СССР, серия геологическая, 1985, c.113-117 (соавторы К.А.Махутов, Я.Д.Нугманов).
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_020.pdf
- Строение и формирование резервуаров и ловушек в доюрском комплексе Мангышлака. - Геология нефти и газа, №9, 1989, c.16-21.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_131.pdf
- Обоснование структурно-геоморфологического метода прогноза локальных зон новейшего растяжения. – Советская геология, №1, 1989, c.69-79.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_044.pdf
- Давление пластовых флюидов – Л., Недра, 1987, 223 с. (соавторы А.Е.Гуревич, М.С.Крайчик и др.).
http://deepoil.ru/index.php/bazaznaniy/item/173.
Другие, в том числе не выложенные еще на сайте статьи.
Сейчас нет под рукой, но в последней книге, где я являюсь соавтором, могут быть данные по давлениям на Оймаше. Словом, большой пласт исследований, практически не утратившие своей значимости выводы, практически не востребованные сегодня, в силу того, что перестали люди читать и ссылаться на своих предшественников. Только поэтому, в журнале Глубинная нефть есть рубрика: "Рукописи не горят..."
Андреев Николай Михайлович:
Карпов В.А. меня несколько смутил своими аргументами об отрицательных градиентах пластового давления в месторождениях УВ фундамента, которые он предъявляет в качестве существования своих тектоноблендеров. Приведённые здесь некоторые работы вроде бы подтверждают этот факт. Не знаю, как к этому относиться. Как это можно объяснить с наших неорганических позиций? Просветите меня в этом вопросе!
Шевченко Николай Борисович:
Есть много вариантов объяснения возникновения пластового давления ниже гидростатического.
;)
Начиная от термоусадки нефтяного флюида и заканчивая дальнейшим развитием вторичной трещиноватости (увеличение объема пустотного пространства) в породах фундамента под влиянием новейших тектонических движений уже после образования месторождения нефти в фундаменте.
Основное, это то что авторы предусмотрительно не указывают соотношение физических объемов нефти в осадочных породах и породах фундамента. Грубо 1 к 10, если бы было наоборот 10 к 1 тогда данное предположение (о "нисходящей" фильтрации нефти) применительно к месторождению Белый Тигр можно было бы рассматривать более серьезно.
:)
Андреев Николай Михайлович:
Ну на формирование вторичной трещиноватости в момент тектонических движений Карпов и указывает, как на механизм, приводящий к нисходящей фильтрации. Мне кажется, что здесь могут быть не те масштабы, чтобы объяснить фактический дефицит давления. А вот мысль о термоусадке флюида мне понравилась. Если предположить, что кроме того часть газа в результате какого-то синтеза здесь превращается в жидкие УВ. При этом снижение давления должно происходить в огромных масштабах.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Вопрос простой и сложный одновременно. Главное, его нельзя обсуждать в отрыве от геологии конкретного, обсуждаемого месторождения, иначе можно напридумывать самое невероятное, например, что океаническая вода может поступать в мантию и там выпариваться.
Во-первых, при обсуждении природы пластовых давлений нужно иметь в виду, что давление в залежах, отличное от гидростатического, является аномально высоким (выше гидростатического) или аномально низким (ниже гидростатического). Коэффициент аномалийности пластового давления (Ка) характеризует меру его отклонения от гидростатического. Гидростатическое давление расчитывается от веса столба воды с плотностью 1.
В свое время, столкнувшись с фактом опреснения пластовых вод (до единиц мг/л) нижних горизонтов осадочного чехла и, одновременным наличием в разрезе крепких рассолов (300 и более мг/л), мы предложили рассчитывать не Ка, а Кнг - коэффициент негидростатичности, учитывающий реальное распределение по разрезу плотности воды. Это уточняет поведение пластового давления в сравнении с гидростатическим. На эту тему есть даже авторское свидетельство (http://deepoil.ru/images/stories/1484925.jpg): Способ предварительной оценки начальных пластовых давлений нефтяных и газовых месторождений: АС СССР № 1484925. http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/AC_4110893.pdf.
Здесь выводы Шевченко и Карпова на фактическом количественном материале опровергаются установленным фактом увеличения значений Кнг с ростом активности новейших деформаций земной коры (градиент амплитуд и скорости неотектонических движений). На эту тему можно почитать статью: Геодинамические аспекты проблемы формирования гидрогеологических аномалий в разрезе земной коры. - Известия BУ3oв, геология и разведка, № 11, 1990, c.76-82 (http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_048.pdf). Здесь объясняется природа связей пластовых давлений с геотектоническими, геодинамическими и деформационными процессами в земной коре.
Гидродинамические аномалии (ГДА) пластовых флюидов, как и гидрохимические аномалии (ГХА) следует связывать с прямым или опосредованным влиянием геотектонического фактора, в чем легко (убедиться даже при простом перечислении существующих взглядов на механизм формирования ГДА [9]. Так, одной из возможных причин
возникновения СГПД считают геостатическое давление, обеспечивающее выжимание флюида в коллекторы при прогрессирующем прогибании ложа осадочного бассейна, т. е. влияние колебательных движений земной коры на гидродинамический режим пластовых геофлюидов.
Рассматривая вертикально-миграционный механизм формирования ГДА [9] отмечают, что СГПД — результат вертикальных восходящих притоков глубинных (мантийных) сжатых флюидов в толщу осадочного чехла, т. е. идет передача давления жидкости из более глубоких
водонапорных зон. Реализуется этот механизм во время этапов активизации земной коры через прямое воздействие тектонических деформаций (посредством трещиноватости) на повышение проницаемости и гидродинамической связи осадочного чехла с подкоровыми зонами земли.
Представления о формировании ГДА в результате перемещения замкнутых пластов на более высокие гипсометрические отметки [6] не вызывают сомнений в тектонической природе этого процесса. Указанное в одинаковой степени относится и к представлениям о СГПД как о функции тектонически напряженного состояния горных пород [3] и складкообразовательных движений [7].
На современном этапе за физическую основу модели формирования ГДА можно принять представления о напряженно-деформационном состоянии земной коры и об инъекционных источниках ГДА. В первом случае образование ГДА связывается с тектонически-напряженным состоянием земной коры и объясняется передачей тектонических напряжений и деформаций пород на пластовые флюиды (связь с зонами сжатия). В условиях практической несжимаемости жидкостей величина аномальности пластовых геофлюидов должна быть пропорциональна
величине тектонического стресса. Во втором случае формирование ГДА связывается с инъекцией высоконапорных (пережатых) флюидов в проницаемые зоны земной коры (связь с зонами растяжения). В рамках последней гипотезы причиной формирования ГДА служат глубинный привнес в осадочный чехол газонасыщенных флюидов и пьезоконвекционная природа сопутствующих им гидродинамических аномалий [1].
Общие обязательные условия существования ГДА пластовых геофлюидов для рассматриваемых физических моделей: 1) герметичность покрышки над залежью для предотвращения прорыва флюидов и стравливания ГДА; 2) латеральная изолированность резервуара, затрудняющая гидродинамическую связь (рассеивание) зоны ГДА с областью фоновых давлений. Необходимое условие для модели инъекционного механизма формирования ГДА — проницаемость разреза снизу (связь осадочного чехла с подкоровыми зонами). В обоих случаях механизм передачи ГДА пластовыми геофлюидами должен иметь периодическую повторяемость (пульсирующая система), компенсирующую снижение ГДА за счет диффузии, и характеризоваться молодостью
процесса, контролирующего формирование ГДА. С учетом сказанного, формирование ГДА следует объяснять высокоактивными, тектонически напряженными и деформированными проницаемыми зонами в малопроницаемых нижних этажах осадочного чехла и фундамента НГБ, а также с верхними стратиграфическими комплексами, перекрытыми надежными флюидоупорами. География распространения ГДА подтверждена в [1, 3, 7 и др.], для Мангышлака эта связь доказана (рис. 1).
Теоретические расчеты показывают, что напряженное состояние вмещающих пород не является генетическим критерием прогнозирования ГДА пластовых геофлюидов. Передача тектонических напряжений в компетентных слоях осуществляется через скелет породы, а не через насыщающий флюид. Более того, на этапе хрупкого разрушения (закритическая область) происходит приращение объема деформируемых пород. Явление разуплотнения (отрицательной дилатансии) экспериментально доказано, при этом максимальное увеличение объема пород за счет касательных напряжений составляет 1,41 раза. Приращение объема пород должно привести к снижению давлений в замкнутых гидродинамических системах. Эмпирически установлена функциональная зависимость между коэффициентом проницаемости (Кпр) и остаточным увеличением объема (∆ V/V)ост горных пород, которая показывает, что с увеличением (∆ V/V)OCT соответственно возрастает и Кпр. Некоторые исследователи характеризуют условия прогрессирующей эвакуации пластовых флюидов из зон тектонического сжатия посредством последовательных гидроразрывов, что затрудняет концентрацию упругой энергии флюидов. Связь ГДА с высоконапряженными зонами может быть только опосредованной, т.е. через их повышенную проницаемость.
Подробнее см. цитируемую статью.
Для убедительности прилагаю график зависимости Кнг пластовых давлений от градиента амплитуд неотектонических движений для месторождений и разведочных площадей Южного Мангышлака.
Навигация
Перейти к полной версии