Нетрадиционные источники УВ: генезис, закономерности, методы прогноза, поисков и освоения > Нефтегазоносность кристаллического фундамента
Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Карпов Валерий Александрович:
А если так.
Это, как правило, "флюидиты" - инъекционное заполнение трещин взвешенной флюидонасыщенной глинисто-песчаной фракцией (продуктом инвертного состояния системы «порода-флюид» в условиях тектоноблендера), сопутствующее процессу принудительного флюидодинамического прорыва флюидов в образовавшийся тектонический разрыв (пьезоминимум).
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, понимаю Вас, Вам нужно подвести базис под Вашу теорию тектоноблендера, сделать ее универсальной и ею объяснять все наблюдаемые факты. Похвальное рвение, для одержимого ученого - это естественное состояние поиска истины.
Но, есть но. По крайней мере для меня, потому что мы с Вами оперируем одними и теми же геологическими объектами: я увлечен сдвигами, Вы - теконоблендерами. И то и другое относится к разряду геологических тел, объединенных понятием разлом, разрывное нарушение. В отличие от Вас, я не противопоставляю сдвиг разлому, а нахожу его кинематической формой проявления разлома, со свойственными ему особенностями морфологического строения и динамического развития. Мой метод - изучение 3-х мерных структурно-кинематических парагенезов зон сдвигания на основе сейсморазведки 3Д, их динамический анализ и тектонофизические реконструкции. По результатам я могу сказать об изучаемом разломе все, дать все его количественные и качественные характеристики, включая параметры проницаемости для всех формирующих зону сдвига трещинных систем во времени и в пространстве.
Вот стандартный набор вопросов, которые я изучаю и освещаю в процессе выполнения геологических разделов сейсмических отчетов по договорам с НК (это я привожу для того, чтобы Вы могли понять глубину проникновения в вопросы геологического строения и нефтегазоносности месторождений нефти и газа, осложненных горизонтальными сдвигами фундамента).
5. Интегрированная геологическая интерпретация МОГТ-3Д-2Д сейсморазведки, ГИС и промыслово-геологических материалов ……………….
5.1. Особенности строения локальных структур ………………………………………
5.1.1. Морфометрические характеристики локальных структур …………………..
5.2. Анализ истории развития локальных структур …………………………….……..
5.2.1. Методика палеотектонических построений ………………………………….
5.2.2. Палеотектонические реконструкции и анализ истории развития локальных структур в юрско-меловое время ...……………………………………………
5.2.2.1. История развития контрактной структуры в меловое время ……...
5.2.2.2. История развития контрактной структуры в юрское время …………
5.2.2.3. История развития контрактной структуры в доюрское время ……...…….
5.2.2.4. Анализ и интерпретация палеотектонических графиков развития …….
5.2.2.5. Палеотектонические реконструкции и анализ влияния истории развития на ФЕС и промысловые характеристики залежей ……………
5.2.3. Время формирования локальных структур …………………………………..
5.2.4. Классификация и типы локальных структур …………………………………
5.3. Особенности строения разрывных нарушений …………………………………...
5.3.1. Морфокинематический и тектонофизический анализ разрывных нарушений ....
5.3.1.1. Характер проявления разрывных нарушений в сейсморазведке 2Д …...
5.3.1.2. Характер проявления разрывных нарушений в сейсморазведке 3Д …...
5.3.1.3. Расчет геометрических параметров каждого разлома – объемные параметры (протяженность X/Y, Z и ширина – L), пространственные параметры (азимуты простирания и углы наклона основных плоскостей – граней) ………………………………………………………
5.3.1.4. Стратиграфический уровень проникновения и время формирования разрывных нарушений …………………………………………………….
5.3.1.5. Кинематический анализ разрывных нарушений ………………………...
5.3.1.6. Классификация и типы разрывных нарушений ………………………….
5.3.2. Особенности строения разрывных нарушений по результатам геологической интерпретации глубинного сейсмического куба и куба коэффициента неоднородности сейсмической записи (КНС) ………………
5.3.3. Анализ разрывных нарушений и полей напряжений для изучения фильтрационной неоднородности месторождения …………………………..
5.3.3.1. Методика реконструкций напряженно-деформированного состояния горных пород ……………………
5.3.3.2. Реконструкции полей напряжений и напряженно-деформированного состояния горных пород в масштабах вала, структур и локальных блоков ………………………………
5.3.3.3. Прогнозирование параметров фильтрационной неоднородности юрских порово-трещинных коллекторов на основе реконструкций напряженно-деформированного состояния горных пород ……...………
5.3.3.4. Реконструкции напряженно-деформированного состояния горных пород и выделение направлений эффективной проницаемости (осей анизотропии проницаемости) …………………………………………….
5.3.3.5. Прогнозирование тензора анизотропии проницаемости Kx, Ky, Kz на основе реконструкций напряженно-деформированного состояния горных пород и гидродинамических исследований скважин …………
5.3.4. Построение модели порово-трещинного резервуара юрских отложений по результатам геологической интерпретации сейсморазведки 3Д и ГИС ……
5.3.5. Фильтрационная неоднородность и вопросы совершенствования методики поисков, разведки и разработки залежей УВ в порово-трещинных коллекторах ……………………….
5.3.6. Теоретическое обоснование и прогнозирование параметров фильтрационной неоднородности в трещинных коллекторах фундамента ………………………………………………………………
5.3.6.1. Дифференциация разноориентированных по разрезу трещинных систем (вертикальных, наклонных и горизонтальных) по относительной раскрытости трещин
5.3.6.2. Дифференциация разноориентированных по площади и разрезу трещинных систем (валовая трещиноватость) на открытую нео- (тектоническую) и залеченную палео- (тектоническую) трещиноватость …………………………………………………………….
5.3.6.3. Дифференциация разноориентированных по площади и разрезу трещинных систем по генетическим типам (трещины и разрывы скола, отрыва и сдвига) и относительной раскрытости различных генетических типов трещин ……………………………………………….
5.3.6.4. Оценка влияния густоты и раскрытия трещин на формирование миграционных путей при образовании залежи нефти и притока скважин при ее эксплуатации ……………………………………………..
5.3.6.5. Оценка вероятности трещинопересений скважин различной ориентировки ………………………………………………………………
5.3.6.6. Практические выводы и рекомендации …………………………………..
5.3.6.6.1. Ориентировка осей напряжений ………………………………………
5.3.6.6.2. Классификация трещинных систем по относительной раскрытости и характеру гидродинамической (фильтрационной) связанности трещин, определяющей анизотропию проницаемости трещинных коллекторов в фундаменте ……...……………………………………..
5.3.6.6.3. Параметры открытых эффективных и проницаемых трещин ………
5.3.6.6.4. Прогнозирование параметров трещин гидроразрыва пластов (ГРП)
5.3.6.6.5. Вопросы проектирования и бурения скважин ………………………..
5.4. Вопросы формирования структур платформенного чехла и залежей нефти и газа …………………………………………………………………………………..
5.4.1. Механизм формирования локальных структур ………………………………
5.4.2. Механизм формирования разрывных нарушений ……………………………
5.4.3. Механизм формирования залежей нефти и газа ……………………………...
5.4.4. Время формирования структур платформенного чехла и залежей нефти и газа ………………………
5.4.5. Вопросы поведения ВНК и возможности прогнозирования их наклонов.…
5.5. Районирование площади работ …………..…………………………………...……
5.5.1. Структурно-тектоническое районирование площади работ ………………...
5.5.2. Литолого-фациальное и петрофизическое районирование ………………….
5.5.3. Районирование по характеру напряженно-деформированного состояния и интенсивности проявления тектонической трещиноватости, зон разуплотнения и улучшенных свойств коллекторов осадочного чехла и фундамента …………………………………………………………………...…
5.5.4. Нефтегазоперспективное районирование осадочного чехла и фундамента
5.6. Оценка перспектив нефтегазоносности и обоснование направлений поисково-разведочных работ …………………………………………………………………..
5.6.1. Методика оценки перспектив нефтегазоносности локальных структур …...
5.6.2. Нефтегазогеологическое районирование осадочного чехла и фундамента
5.6.2.1. По площади ………………………………………………………..……
5.6.2.2. По стратиграфическому разрезу …………………………..……..……
5.6.2.3. По фазовому составу залежей УВ ………………………...……..……
5.6.3. Обоснование направлений поисково-разведочных работ …………...………
5.6.4. Рекомендации по заложению поисково-разведочных скважин ……………..
5.6.5. Рекомендации по проектированию оптимальной системы разработки залежей нефти и газа …………………………………………………………...
Это я все к тому, что знакомство с кругом вопросов, включающих геологическую интерпретацию сейсмических материалов 3Д, позволяет понять, что с пониманием вопросов геологии и нефтегазоносности структур, сформированных горизонтальными сдвигами фундамента, у нас все хорошо. А потому, я не принимаю голословные утверждения, которыми Вы, например, ответили на мой же Вам предыдущий ответ. Вам нужны пьезоминимумы для обоснования своей теории и Вы перевертываете мои суждения под Ваше понимание. Не страшно, но я жду Ваших объяснений, доказательств, расчетов, наконец. Геология стала точной наукой, все считается и количественно обосновывается.
В пределах Западной Сибири мне довелось работать на ряде объектов, где одновременно проявляется две разноориентированные системы разломов. Причем верхние растут сверху, а нижние снизу (корни уходят в фундамент). Для верхних уровень проникновения в чехол ограничен так называемой нейтральной поверхностью (сопромат), ниже которой они затухают. Так вот эти разломы в процессе формирования могут "всасывать" флюиды из окружающих пород. Процесс этот возможен до глубины, когда плотность жидкости и горных пород сравняется (около 1 г/см3), ниже процесс будет обратный. Поскольку жидкость несжимаема, в сообщающейся проницаемой порово-трещинной среде жидкость ниже этого уровня будет отжиматься из порово-трещинного пространства зон разломов.
Для разломов, которые растут снизу вопрос даже не обсуждается: при их формировании и проникновении в осадочный чехол (скорость роста разломов в хрупких породах соизмерима со скоростью звука) они несут в себе флюидный поток нижних геосфер со сверхгидростатическим (литостатическим) давлением и, по существу этот напорный глубинный флюид служит аналогом пропанта при формировании естественного гидроразрыва горных пород.
Не все так очевидно, как есть на самом деле...
Карпов Валерий Александрович:
Ахмет Исакович!
Почти все из перечисленного необходимо для идентификации активного "продуктивного" разлома (тектоноблендера).
И у меня два вопроса:
1." Сургутнефтегаз" относительно недавно получил продукцию от ЦГЭ по 3 объектам. Судя по информации. результаты под этим углом не рассматривались.
Сейчас в работе один объект. Будут ли там отражены эти подходы?
2.К сожалению (оказывается) программа ближайшего семинара забита, но:
- есть возможность опубликовать статью в специальном сборнике в рамках темы семинара;
-остается возможность Вашего участия в следующих семинарах.
Как Вы к этому относитесь?
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Валерий Александрович, не проблема, не сейчас, так в следующий раз доложимся у Вас на семинаре. В отношении публикаций тоже нет проблем, нужно только время на подготовку. Я Вам обещал дать статью по взгляду геолога на состояние разработки западно-сибирских месторождений, она почти готова для передачи.
В отношении работ ЦГЭ по Сургутнефтегаз. ЦГЭ - большая организация, работает много коллективов по различной тематике, я, естественно, не могу участвовать во всех проектах и в данном случае я не в теме. Нужен адресный запрос на необходимость выполнения подобных исследований, а то ведь как бывает, тематика - типовая, соответственно и решения - типовые.
Нужно ставить задачи, под задачи мы даем решения и после согласования выходим на тендер по согласованной тематике. Конкуренты, как правило, отдыхают, потому что никто (насколько мне известно) того набора исследований, что мы выполняем не делает.
Тимурзиев Ахмет Иссакович:
Фактические данные по генерационному потенциалу осадочных отложений в пределах нефте-сборной площади, прилегающей к выступу гранитного фундамента месторождения Белый Тигр
Главным аргументов органиков при объяснении нефтегазоносности фундамента служит тот факт, что выступы фундамента со всех сторон окружены впадинами осадочного чехла. Это так, но это ни о чем не говорит. Анабарский или Воронежский шиты тоже окружены осадочными бассейнами, а смелые органики допускают латеральную миграцию на 1,5 тыс. км, почему бы эти щиты не залить нефтью. Ну это так, общие слова, демагогия, словом. Рассмотрим лучше конкретные вещи на примере все того же Белого Тигра, ставшего полигоном отработки не только поисковых технологий на фундамент, но теоретических воззрений на происхождение нефти и формирование месторождений в фундаменте. Приведу данные органиков (смело с моей стороны так их называть, почему, объясню позже), раскрывающих таинство органической кухни по производству нефти осадочным котлом, окружающих месторождение Белый Тигр.
По данным Е.Г. Арешева, В.П. Гаврилова, В.В. Донцова (Арешев Е.Г., Гаврилов В.П., Донцов В.В. Модель формирования нефтяной залежи в фундаменте месторождения Белый Тигр (южный шельф Вьетнама) // Тезисы докладов Второй Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов», M., РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 19-21 октября 2004, том 2, c.19-21):
«Формирование уникальной нефтяной залежи в гранитном фундаменте месторождения Белый Тигр (Вьетнам) традиционно рассматривается как результат миграции нефти и газа из прилегающих терригенных отложений нижнего и верхнего олигоцена (Тиен, 1999; Шустер, 2001).
С целью проверки реальности предлагаемого механизма формирования залежи нами был выполнен контрольный подсчет потенциальной массы углеводородов, продуцируемой нижнеолигоценовыми и нижней толщей верхнеолигоценовых отложений в пределах нефтесборной площади, прилегающей к исследуемому выступу гранитного фундамента.
По нашим данным, в прилегающей к выступу фундамента нефтесборной площади из нижнеолигоценовых и верхнеолигоценовых отложений могло быть «произведено» не более 127,5 млн. т жидкой нефти. В то же время начальные геологические запасы залежи фундамента месторождения Белый Тигр оценивались в 513,0 млн. т, а олигоценовых отложений – 114,86 млн. т, что в сумме составляет 628,15 млн. т нефти. Таким образом. Наши расчеты свидетельствуют, что за счет реализации генерационного потенциала олигоценовых отложений в пределах нефтесборной площади вокруг месторождения Белый Тигр, могут сформироваться залежи нефти лишь в самом олигоценовом комплексе.
Полученные данные опровергают устоявшиеся традиционные представления о механизме формирование залежи нефти в фундаменте Белого Тигра только за счет ресурсов олигоценовых отложений».
По данным В.К. Бурлин, В.В. Донцова, В.В. Харахинова (Бурлин В.К., Донцов В.В., Харахинов В.В. Условия формирования залежи нефти в фундаменте м/р Белый Тигр // Тезисы докладов XVII Губкинские Чтения «Нефтегазовая геологическая наука – XXI век», посвященные 75-летию основания РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, M., 9-10 декабря 2004, c.21-23):
«… значения Исходного (Рисх.) и Миграционного (Рмиг) УВ потенциалов олигоценового материнского комплекса нефтегазосборной площади структуры Белый Тигр, полученные на базе последних геолого-геофизических и пирологических данных показал, что величины Рисх. и Рмиг., (4105 и 890 млн. т, при коэф. накопления УВ = 0.025 и 0.15 соответственно), практически способны обеспечить лишь 5-ую часть запасов нефти залежи фундамента, составляющую около 500 млн т.».
Вот и получается, что все попытки объяснения нефтегазоносности месторождения Белый Тигр, с позиций органической теории происхождения нефти не стоят выведенного яйца.
Как же объясняют бывшие органики (авторы приведенных цитат), нефтегазоносность месторождения Белый Тигр? Очень просто, сам гранитный фундамент является нефтеродящим (!!!). Отнести гранитные породы кристаллического фундамента к нефтематеринским - смело, если не сказать абсурдно, воскресни Вассоевич, умер бы заживо. Хотя почему нет, Калинко считал же эвапоритовые толщи солеродных бассейнов нефтематеринскими (!!!). Недалеко то время, когда все магматические породы Земли отнесут к нефтематеринским, нужно же как-то объяснить квадротриллионы метаногидратов на базальтовом дне мирового океана.
Чего еще мы не насмотримся в этом театре абсурда.
Навигация
Перейти к полной версии