Альтернативная нефть

Нетрадиционные источники УВ: генезис, закономерности, методы прогноза, поисков и освоения => Нефтегазоносность кристаллического фундамента => Тема начата: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 01:30:52 pm

Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 01:30:52 pm
АНАЛИЗ ТРЕЩИННЫХ СИСТЕМ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

В этом разделе мы будем обсуждать наиболее известный и изученный нефтяной объект, открытый в гранитах фундамента на Тихоокеанском шельфе Вьетнама.

Учитывая важное научно-практическое значение, придаваемое изучению геологии и нефтегазоносности месторождения Белый Тигр (МБТ), которое в силу своей уникальности и детальной изученности является полигоном по внедрению новых технологий и методов исследований трещинных коллекторов, я привожу результаты авторского анализа и интерпретации трещинных систем и прогноза модели строения и формирования залежи нефти в гранитах фундамента МБТ.

Начну с обзора геологического строения и нефтегазоносности месторождения Белый Тигр (МБТ).

При использовании приведенных здесь и далее материалов по МБТ необходима ссылка на опубликованную статью: Тимурзиев А.И. АНАЛИЗ ТРЕЩИННЫХ СИСТЕМ ОСАДОЧНОГО ЧЕХЛА И ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ). Экспозиция нефть-газ. 5Н (10) октябрь 2010, с.11-20.

ОБЩАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СТРОЕНИЯ МБТ

МБТ расположено в пределах Меконгской (Кыулонгской) впадины Зондского шельфа. В тектоническом плане Зондский шельф входит в состав Индосинийско-Зондской межматериковой области, формирование которой прослеживается с конца палеозойской эры.
Геологический разрез МБТ представлен докайнозойскими кристаллическими породами фундамента и терригенными породами осадочного чехла. Максимальная вскрытая мощность фундамента достигает 1700 м, мощность  осадочного чехла  превышает 4300 м.
Фундамент месторождения сложен гранитоидными образованиями (граниты, гранодиориты, диориты) позднемел-раннеюрского возраста, прорванными  дайками  диабазовых и андезито-базальтовых порфиритов. Гранитоидные породы представлены практически всеми переходными разностями - плагиограниты, адамеллиты, разнообразные гранодиориты, лейкодиориты, монцодиориты. 
Породы фундамента в различной степени изменены вторичными процессами. Среди вторичных минералов наиболее широко распространены цеолит и кальцит. По данным радиологических определений абсолютный возраст кристаллических пород фундамента колеблется от 245 (поздний триас) до 89 (поздний мел) млн. лет.
В гранитоидах МБТ содержится гигантскую залежь нефти. Запасы ее превышают 500 млн.тн, а ежегожная добыча - 12-13 млн.тн.
Осадочный чехол МБТ представлен терригенными породами палеогеновой (олигоцен), неогеновой (миоцен, плиоцен) и четвертичной систем. С олигоценовыми и нижнемиоценовыми пластами связаны промышленные залежи нефти.

Структура МБТ в тектоническом отношении представляет собой горстообразный выступ фундамента СВ простирания (Рис.1). Поверхность фундамента сформировалась под воздействием тектонических и эрозионных процессов.  Выступ со всех сторон ограничен разломами. Наиболее важными (структурообразующими) считаются сквозные нарушения, трассируемые не только в осадочном чехле, но и в фундаменте, предположительно олигоценового возраста. Им отводят ведущую роль в формировании как самой структуры, так и трещиноватости в породах фундамента. Основные разломы имеют СВ простирание, значительную протяженность и большую амплитуду (1,0-1,5 км). В плане они расположены субпараллельно и кулисообразно, некоторые сочленяются друг с другом и, в свою очередь, осложнены оперяющими нарушениями. Неогеновые разломы немногочисленны, имеют субмеридиональное простирание, их амплитуда не превышает 100 м, протяженность – 3-5 км. В разрезе чехла разломы формируют тектонически-экранированные залежи.

Рис.1. Месторождение Белый Тигр. Структурная модель поверхности фундамента: план (а) и трехмерная визуализация (б) по данным интерпретации сейсморазведки 3D (ОАО «ЦГЭ», 2006).
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 02:03:05 pm
Далее приводятся результаты комплексного анализа трещинных систем, развитых в породах фундамента и осадочного чехла МБТ. Под трещинными системами будем понимать всю совокупность разноранговых нарушений сплошности пород (от микротрещин до разломов), фиксируемых различными методами исследований и, имеющих различный, но типичный для отдельного метода масштаб.
Анализ трещинных систем МБТ выполнен по результатам:
1) описания обнажений горных пород на суше Южного Вьетнама;
2) интерпретации сейсморазведки 3D;
3) данных FMI;
4) исследований ThermoChannel;
5) описания керна и изучения больших шлифов.
Выполненный анализ соотношений трещинных систем служил основой для изучения возможностей реконструкции напряженно-деформированного состояния (НДС) горных пород путем решения обратной задачи и определения параметров анизотропии трещинного коллектора (азимут простирания, простирание и угол падения эффективных трещин, соотношение осей тензора проницаемости) МБТ. Исследования позволили оценить роль трещинных систем различного масштаба, генезиса и возраста в формировании пористо-проницаемой среды.
По совокупности частных выводов удалось разделить все многообразие фиксируемых различными методами исследований трещинных систем:
а) на закрытые и залеченные, неэффективные и непроницаемые системы, не имеющие промыслового значения в процессе эксплуатации залежи и;
б) на открытые эффективные системы, обеспечивающие миграцию и нефтенасыщение коллектора в процессе формирования залежи и фильтрацию к забоям скважин в процессе эксплуатации залежи и имеющие, таким образом промысловое значение.
Для анализа и систематизации данных использовались результаты собственных исследований, полученные при участии в построении геологической модели МБТ (ЦГЭ 2004, 2006), а также отчетные и опубликованные работы, выполненные различными организациями (СП «Вьетсовпетро», НИПИморнефтегаз, РВО «Зарубежнефть», РГУ им. Губкина, АОЗТ «Нефтегазэкспертиза», ОАО «ЦГЭ» и др.) и авторами (А.Г.Авербух, Е.Г.Арешев, В.П.Гаврилов, Ч.Д.Донг, Кошляк В.А., В.Б.Левянт, В.В.Плынин, В.В.Поспелов, О.А.Шнип, В.Ф.Штырлин и др.), участвовавшими в исследованиях пород фундамента, изучении геологического строения и нефтегазоносности МБТ.

ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ  РАЗЛОМОВ МБТ

Из достоверно картируемых в волновом сейсмическом поле и атрибутах сейсмических полей разломов, четверть не имеют проникновения выше кровли фундамента и являются внутренними неоднородностями фундамента. Большинство разломов проникает в осадочный чехол на различную стратиграфическую высоту (олигоцен-плиоцен), часть из них прослеживается до дневной поверхности (дна моря). Разломы фундамента имеют различный генетический тип и кинематику. Преобладают сбросы, взбросы и надвиги также широко распространены, хотя имеют подчиненное значение (сводовая и западная крыльевая части Центрального блока). Разломы имеют горизонтальную компоненту и сдвиговую кинематику, комбинации их образуют сложные сочетания сбросо-сдвигов (геодинамические условия транстенсии) и взбросо-сдвигов (условия транспрессии). Анализ углов отклонений разломов от вертикали показал, что в среднем этот параметр составляет 55-60 градусов.

Разломы осадочного чехла, связанные с проявлением новейших тектонических деформаций земной коры, выделялись на вертикальных сейсмических профилях по признакам смещения осей синфазности, прекращения прослеживаемости горизонтов в районе тектонического нарушения, наличия следов дифрагированных волн от зоны разлома и др. признакам нарушения сплошности пород (Рис.2.).

Дополнительная важная информация по признакам проявления и характеру строения разломов чехла и фундамента МБТ получена по результатам анализа куба когерентности (Рис.3).

Отличительная особенность разломов МБТ по данным сейсморазведки 3D, заключается в том, что по простиранию сместителя происходит одновременное смещение пород в вертикальном и горизонтальном направлениях. Картируемые сейсморазведкой разломы фундамента идентифицируются как сдвиги по ряду характерных признаков их строения в осадочном чехле: кулисному расположению и встречному падению оперяющих разрывов, эшелонированным гирляндам приразломных складок, наличию впадин присдвигового растяжения, характерному рисунку "конский хвост" на окончаниях. На участках кулисного перекрытия сдвигов образовались зоны сжатия и растяжения, положительные (горсты) и отрицательные (грабены) структуры, присдвиговые складки волочения.

Проявление сдвиговых деформаций фундамента, связанное с появлением в чехле МБТ вдоль длинной оси структуры линейных кулисных разрывов, надежно идентифицируется, начиная с глубины 1000 м вплоть до кровли фундамента. Картина эта закономерно повторяется для всех горизонтов, начиная от кровли миоцена и заканчивая кровлей фундамента. Сдвиги МБТ характеризуются следующими особенностями. Простирание оперяющих кулис в чехле – субмеридиональное (ССЗ 340-350 град). Последние группируются в линейные зоны, с которыми по фундаменту связаны главные структуроформирующие сдвиги СВ простирания (СВ 20-40 град). По простиранию зоны сдвиговых деформаций выполнены грабенами и впадинами присдвигового растяжения. 

Характерно чередование в крест кулис шовной зоны опущенных (грабены) и приподнятых (присдвиговые складки) блоков, а также встречные углы падения оперяющих сбросов по разные стороны от плоскости сдвига. На уровне фундамента положение центральных горстов и окраинных грабенов идентифицирует структуры сжатия и растяжения вдоль систем кулисных нарушений. Наличие грабен-депрессий над зонами сдвигов по фундаменту говорит о смещении с транстенсионной составляющей (сдвиг с элементами растяжения) в субмеридиональном сечении, наличие горстовых поднятий – о смещении с транспрессионной составляющей (сдвиг с элементами сжатия) в субширотном сечении. Направления падения сместителей и генетический тип разломов фундамента позволяют идентифицировать обстановку сжатия для западного крыла гранитного массива (взбросо-сдвиги и надвиги) и обстановку растяжения для восточного крыла гранитного массива (сбросы и сбросо-сдвиги).

Разломы фундамента имеют на новейшем этапе развития две компоненты смещения по плоскостям нарушения и представляют собой комбинированный тип сбросо-сдвигов и взбросо-сдвигов. Сдвиговый характер деформаций по плоскости разломов в миоцен-плиоценовое время подчеркивают элементы смещения южных блоков фундамента МБТ в северо-восточном направлении, а северных блоков фундамента в юго-западном направлении вдоль шовных зон сдвиговых нарушений с формированием характерного кулисного рисунка строения структуры по кровле фундамента. Амплитуда внутриблоковых смещения – первые км, тип смещения – левосторонние сдвиги для разломов фундамента ССВ и СВ простирания. Сбросовый характер разломов подчеркивается элементами грабенообразного строения сводовой и крыльевых частей структуры по всему разрезу от кровли фундамента до верхних горизонтов осадочного чехла. Амплитуда смещения – до 100 м и увеличивается вниз по разрезу. На границе кровли фундамента происходит резкое (на порядок) увеличение амплитуды разломов, имеющих унаследованное развитие от разломов фундамента.

Для кулис сдвиговых зон осадочного чехла МБТ характерно встречное падение (различная полярность) и винтовое строение плоскости разломов. Угол скола (α ≤ 45°), образуемый системами кулис с плоскостью сдвига по фундаменту, уменьшается вниз по разрезу и на уровне фундамента стремится к нулю, в связи с чем оперяющие разломы (кулисы) собираются и складываются как веер в плоскость сдвига по фундаменту. Такое строение характерно для неотектонически активных сдвигов фундамента (западное крыло Северного блока, западное крыло и свод Центрального блока, северная (район скв. 8, 458, 460, 465, 8001) и южная (район скв. 7001) часть Южного блока) и позволяет объяснить азимутальные, пространственные и возрастные соотношения разломов фундамента и осадочного чехла как единых геологических тел. Разломы фундамента не испытавшие новейшей активизации (разломы в пределах юго-западной и северо-восточной части площади) не находят проявление в чехле и интерпретируются как внутренние сейсмические неоднородности фундамента.

Плоскости разломов в чехле образуют крутые к вертикали углы падения (70-90 град), выполаживающиеся к кровле фундамента, что свидетельствует о проявлении при их формировании тектонического режима растяжения, запечатленного элементами сбросовой тектоники. Проседание блоков по системе этих сбросов фиксируется повсеместно в присводовых частях как Центрального, так и Южного и Северного блоков МБТ в интервале от кровли фундамента до самых верхних горизонтов осадочного чехла (Рис.4). Положение депрессионных впадин, связанных с молодыми сбросами и осложняющих присводовую осевую часть фундамента МБТ, свидетельствует о молодом позднеплиоцен-четвертичном времени формирования и наложенном постседиментационном характере этих вторичных структур обрушения. В отличие от бортовых впадин и глубоких депрессий фундамента, которые были скомпенсированы олигоцен-раннемиоценовым осадконакоплением и, которые с формированием присводовых грабен-структур проседания по позднемиоцен-четвертичным отложениям не связаны. Морфология и положение депрессионных впадин осадочного чехла совпадает с проявлением кулисных нарушений и подчеркивает их генетическую связь с разломами и сдвиговую природу (Рис.4).

Рис.2. Месторождение Белый Тигр. Характер проявления и пример интерпретации разломов осадочного чехла на сейсмических разрезах.


Рис.3. Месторождение Белый Тигр. Характер проявления и пример выделения оперяющих кулис горизонтальных сдвигов фундамента на кубе когерентности в интервале осадочного чехла кайнозойских отложений (глубинный срез 2000 м и 2200 м). Слева цветом показаны различные (встречные) углы падения сбросов. На правом рисунке показано косое соотношение разломов фундамента на глубинном срезе 4000 м (красный цвет) и осадочного чехла на глубинном срезе 1500 м  (зеленый цвет).
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 02:54:19 pm
Рис.4. Месторождение Белый Тигр. Соотношение структурного плана по кровле горизонта SH2 среднего миоцена (а) и фундамента (б) со следами разломов осадочного чехла на глубинном срезе 2000 м.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 03:01:57 pm
ТРЕЩИННЫЕ СИСТЕМЫ ПО ОПИСАНИЮ ОБНАЖЕНИЙ ЮЖНОГО ВЬЕТНАМА

Известно, что без идентификации генезиса трещин их интерпретация может привести к грубым ошибкам. Поэтому авторы полевых исследований (Sung Jin Chang, Nguyen Tien Long; 2000) пытались идентифицировать генезис трещин в первую очередь на основе сетки их развития, а затем через описание характеристик и ориентации.
По результатам исследований в обнажениях побережья Южного Вьетнама выделено три группы трещинных систем на основе их генерации:
1) охлажденные или первичные трещины;
2) трещины, связанные с тектоническими деформациями;
3) трещины расслоения и выветривания.

ОХЛАЖДЕННЫЕ ИЛИ ПЕРВИЧНЫЕ ТРЕЩИНЫ наблюдаются во всех магматических породах и широко распространены в обнажениях интрузивных и экструзивных пород Южного Вьетнама, но обладают низкими коллекторскими свойствами в связи с низкой пористостью и узкой апертурой (раскрытостью). Из-за малой апертуры и относительно больших расстояний между охлажденными трещинами, они создают небольшую суммарную пустотность в объеме породы и не имеют потенциала для образования коллектора.

ТРЕЩИНЫ, СВЯЗАННЫЕ С ДЕФОРМАЦИЯМИ или трещины в приразломных зонах, считаются наиболее значимыми для формирования коллекторов в трещиноватых породах фундамента. Авторы (Sung Jin Chang, Nguyen Tien Long; 2000) разделяют приразломные зоны разрушений на: а) катаклазиты и милониты и б) приразломные брекчии.

Трещины, связанные с деформациями или приразломные зоны разрушений в целом обладают высоким коллекторским потенциалом, зависящим от типа породы, который в свою очередь связан с процессом деформаций. Так приразломная брекчия (хрупкое разрушение в холодных интервалах коры) представляет собой прекрасный коллектор, в то время как катаклазиты и милониты (хрупкое разрушение при высоких температурах и менее сильных деформациях) не создают поровой среды (сохраняется первичная структура породы) и представляют собой очень плохие коллектора.

Все обнаруженные деформации в обнажениях оказались в основном связаны с хрупким разрушением пород, ассоциированным с приразломными брекчиями. Как результат, главные региональные разломы представляют качественные потенциальные коллектора (Sung Jin Chang, Nguyen Tien Long; 2000). Большинство крупных разломов, формирующих бассейн Кыу-Лонг, интерпретируются как нормальные листрические разломы.

ТРЕЩИНЫ РАССЛОЕНИЯ И ВЫВЕТРИВАНИЯ.

Обнаруженные в обнажениях трещины расслоения и выветривания являются последними из образованных в породе трещин и располагаются в верхних десятках метров фундамента. Ограниченное распространение трещин расслоения и выветривания незначительно влияет на величину общей пористости, проницаемости и поэтому имеет малое значение для разведочных работ. В процессе выветривания пористость увеличивается до 37% (анализ образцов), однако проницаемость улучшается незначительно. Большинство образцов показали низкую проницаемость, независимо от высокой пористости и низкой плотности, в связи с заполнением пустот глинистыми минералами, образовавшимися за счет выветривания полевых шпатов.

Таким образом, трещины, связанные с деформациями, особенно приразломные зоны разрушений и висячие крылья, считаются наиболее качественными и значимыми коллекторами в породах фундамента. Пустоты (пористость), образованные интенсивным образованием трещин, и дислокационные брекчии вдоль мелких разломов считаются основными зонами притоков на действующих месторождениях бассейна Кыу-Лонг.

ХАРАКТЕРИСТИКА ТРЕЩИННЫХ СИСТЕМАХ, НАБЛЮДАЕМЫЕ В ОБНАЖЕНИЯХ

Ниже приводятся сводные данные о трещинных системах приразломных зон, наблюдаемые в обнажениях и характеризующие их взаимоотношения со структурой фундамента и залежью нефти МБТ.

Трещины в приразломной зоне разрушений расположены параллельно основному разлому, густота их увеличивается с приближением к плоскости нарушения.

Расстояние между трещинами (для деформаций висячего блока разлома) достаточно плотное, они часто перемежаются с мелкими зонами разломов шириной до 2 м, расстояние между которыми достигает нескольких метров.

Пористость и проницаемость трещинного фундамента уменьшаются с глубиной, открытые разломы и трещины встречаются и на больших глубинах, но их количество невелико и с глубиной резко уменьшается.

Самые напряженные и трещиноватые зоны располагаются на куполах структур. Считается, что плотность трещин уменьшается с глубиной и вдоль флангов структуры.

Установлено, что разломы по периферии залежи не допускали выхода нефти из фундамента, поэтому они считаются эффективным флюидоупором. Один и тот же разлом не может быть одновременно проводящим и экранирующим, и факт экранирования залежи нефти периферийными разломами, является следствием их непроницаемости.

ВЛИЯНИЕ МАГМАТИЗМА, ГИДРОТЕРМАЛЬНЫХ ИЗМЕНЕНИЙ И ЦЕОЛИТИЗАЦИИ НА ХАРАКТЕРИСТИКИ ТРЕЩИННЫХ СИСТЕМ

Приведем некоторые наблюдения, характеризующие влияние магматизма и гидротермальных изменений на характеристики трещинных систем, взаимоотношения и связи гидротермальных и метасоматических преобразований пород с приходом нефти в коллектор. Покажем также место УВ включений в общем цикле магматического и осадочного породообразования, что в совокупности позволяет вынести суждения о процессах заполнения нефтью порово-трещинной среды фундамента.

В структуре МБТ выделяется несколько типов кислых пород, формирующих телескопически вложенные друг в друга разновременные тела, одинаково ориентированных в пространстве батолитов. Это доказывает взаимопроникаемость этих интрузий, а также наличие длительное время действующей дифференцирующей магматической камеры.

Полифазные интрузивные и гидротермальные явления вызвали существенные изменения гранитных комплексов и осложняющих их трещинных систем.

Характер и последовательность чередования минеральных ассоциаций различного температурного ряда позволяет выделить несколько фаз деформаций и трещинообразования:

а) высокотемпературные минералы (цеолиты, анальцит, лемонцит, железо, цинк и сульфиды меди) свидетельствуют о высоких температурах (мезотермическая фаза) гидротермального минералообразования и образуют выполнение ранних трещинных систем;

б) следующие гидротермальные изменения, включающие кальцит, кварц, хлорит, альбит, фистацит и серицит, предполагают немного меньшие температуры гидротермального минералообразования, или другими словами наблюдается телетермическая гидротермальная активность, связанная с остыванием источника глубинных эманаций во времени;

в) последняя тектоническая активизация бассейна Кыу-Лонг была бала связана с фазой сжатия, действующей в сечении ССЗ – ЮЮВ. Одно из знаковых различий этого явления от предыдущих связано с накоплением нефти в структурах в период миоцена. Нефть прекратила образование аутигенных минералов, она эффективно сохранила коллектор от дальнейшей деградации, происходящей в результате воздействия термальных вод.

По результатам полевых наблюдений на суше не обнаружено ни одного свидетельства обширных гидротермальных изменений. На этом основании сделан вывод - гидротермальные изменения получили широкое распространение на шельфе, но не на суше.

Во всем бассейне Кыу-Лонг цеолиты известны своим распространением по фундаменту и обратно пропорциональной взаимосвязью с дебитами скважин: чем выше содержание цеолита, тем ниже дебит скважин.

Из общих закономерностей распространения цеолитов сделаны следующие выводы. Граниты КаНа с высоким содержанием плагиоклазов чрезвычайно активно накапливают цеолиты, вулканические породы с высоким содержанием плагиоклазов могут являться источником цеолитов для пород фундамента.

ВЫВОДЫ.

1. Из всего многообразия развитых в обнажениях побережья Южного Вьетнама трещинных систем (охлажденные или первичные трещины, трещины, связанные с тектоническими деформациями, трещины расслоения и выветривания), практический интерес для изучения влияния и оценки роли трещиноватости на фильтрационно-емкостные свойства пород фундамента представляют только трещины, связанные с тектоническими деформациями или приразломными зонами разрушений.

2. Охлажденные или первичные трещины и трещины расслоения и выветривания не имеют потенциал для образования коллектора. Сильно выветренная часть насыщенных плагиоклазами гранитных порфиритов или диоритов обладает хорошими запечатывающими свойствами. В связи с этим, представления о связи высокой продуктивности кровельной части гранитов МБТ с корой выветривания, могут оказаться сильно преувеличенными.

3. Из категории трещин приразломных зон разрушений, в целом обладающих высоким коллекторским потенциалом, очень плохие коллектора формируют трещины, связанные с катаклазитами и милонитами.

4. Так как все деформации в обнажениях в основном связаны с хрупким разрушением пород (приразломные брекчии), представляющими собой прекрасные коллектора, мы приходим к выводу о трещинах приразломных зон разрушений, как основном типе трещин, формирующих пористо-проницаемую среду в обнажениях интрузивных и экструзивных пород Южного Вьетнама. По аналогии мы вправе распространить этот вывод и на погруженные породы шельфа Вьетнама и фундамента МБТ.

5. Как будет показано ниже, интенсивность вторичных минеральных новообразований (цеолитизация) находится в прямой связи с интенсивностью трещиноватости приразломных зон и способна свести на нет их потенциально высокие коллекторские свойства. Следствием этого наблюдения является вывод о том, что не все трещины приразломных зон являются проницаемыми и требуются дополнительные признаки, позволяющие дифференцировать трещины приразломных зон по степени их раскрытости и проницаемости.

6. Согласно стадийности гидротермальных и метасоматических процессов аутигенного минералообразования, последняя низкотемпературная фаза гидротермальной активности МБТ связана с приходом нефти в самые поздние открытые трещины с их последующей консервацией.

7. Трещины всех систем домиоценового происхождения (сформированные до прихода нефти) залечены вторичными минеральными новообразованиями и непроницаемы, и только самые молодые генерации трещин, заполненные нефтью, сохраняют эффективную раскрытость и проницаемость.

8. Следствием последнего наблюдения является практически важный вывод о том, что только изучение новейшей и современной активизации разломов и трещиноватости позволяет прогнозировать параметры открытой трещиноватости и геометрию эффективных нефтенасыщенных (не залеченных) трещинных зон и резервуаров нефти фундамента.

9. В связи с поздним приходом нефти в порово-трещинную среду гранитных коллекторов МБТ, следует признать, что все геологические процессы и явления, до миоценового времени не влияют на процессы нефтегазонакопления.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 03:58:45 pm
ТРЕЩИННЫЕ СИСТЕМЫ МБТ ПО ДАННЫМ СЕЙСМОРАЗВЕДКИ 3D

Из картируемых в волновом сейсмическом поле и атрибутах сейсмического поля разломов, четверть не проникают выше кровли фундамента и являются внутренними неоднородностями фундамента. Наибольшую суммарную протяженность (45%) имеют нарушения северо-восточного простирания (СВ 22,5-45°). Анализ углов отклонений разломов от вертикали показал, что этот параметр не зависит от простирания разломов и составляет в среднем 55-60° (ЦГЭ, 2006).

Большинство разломов фундамента проникает в осадочный чехол на различную стратиграфическую высоту (олигоцен-плиоцен), часть из них прослеживается до дневной поверхности (дна моря). Разломы МБТ имеют различный генетический тип и кинематику. Преобладают сбросы, взбросы и надвиги также широко распространены, хотя имеют подчиненное значение (сводовая и западная крыльевая части Центрального блока). Разломы фундамента имеют горизонтальную компоненту и сдвиговую кинематику, комбинации их образуют сложные сочетания сбросо-сдвигов (геодинамические условия транстенсии) и взбросо-сдвигов (условия транспрессии), вертикальная амплитуда их по кровле фундамента достигает 2,0 км, горизонтальная амплитуда оценивается первыми километрами.

Геометрический анализ включал изучение параметров пространственного (азимуты простирания) и количественного (густота) распределения разломов фундамента и осадочного чехла МБТ, выделенных по сейсморазведке 3D по результатам интерпретации куба сейсмических атрибутов (куб когерентности). Метод изучения – построение роз-диаграмм простирания разломов для различных глубинных срезов.

ГЛУБИННЫЙ СЕЙСМИЧЕСКИЙ КУБ. Для анализа использовались глубинные срезы: 3500 м, 4000 м, 4500 м и 4800 м, наиболее полно характеризующие продуктивную часть фундамента МБТ. Масштаб построений – от 0 (min) до 60 (max) условных единиц (делений лепестковой диаграммы), выраженных величиной суммарной длины следов разломов на глубинном срезе.

КУБ КОГЕРЕНТНОСТИ. Для анализа использовались глубинные срезы: 2000 м, 2500 м, 3000 м, 3500 м, наиболее полно характеризующие продуктивную часть осадочного чехла. Масштаб построений – от 0 (min) до 120 (max) условных единиц (делений лепестковой диаграммы), выраженных величиной суммарной длины следов разломов на данном глубинном срезе. Двукратное увеличение масштаба построений свидетельствует о двукратном превышении густоты картируемых разломов в разрезе осадочного чехла МБТ.

Розы-диаграммы простирания разломов на глубинных срезах сейсмического куба и куба когерентности, построенные для фундамента (Рис.5) и осадочного чехла (Рис.6) демонстрируют особенности пространственного соотношения основных систем разломов.

С целью визуализации сводных данных по закономерностям пространственного и относительного количественного распределения разломов, выделенных по результатам интерпретации сейсморазведки 3D в фундаменте и осадочном чехле МБТ, построены суммарные розы-диаграммы простирания разломов фундамента для глубинного интервала 3500-4800 м; осадочного чехла для интервала 2000-3500 м; и сводная диаграмма простирания разломов фундамента и осадочного чехла для интервала 2000-4800 м (Рис.7).

Сводные розы-диаграммы простирания разломов показывают преобладающие простирания для систем разломов фундамента (ССВ 20-40°) и осадочного чехла (ССЗ 340-350°), а также количественное распределение (густота) разломов различных систем. Сводные данные по параметрам пространственного и количественного распределения разломов, выделенных по сейсморазведке 3D в фундаменте (глубинный сейсмический куб) и в осадочном чехле (куб когерентности) сведены в таблицы 1 и 2.

ВЫВОДЫ

1. Сейсморазведка 3D картирует высокоамплитудные разломы фундамента преимущественно северо-восточного простирания в азимутальном створе СВ 20-40°. Статистически преобладают разломы фундамента ССВ 20-30°, максимум значений ССВ 20°.

2. Второстепенные максимумы простирания разломов фундамента представлены двумя системами разломов в узком азимутальном створе С 0-10° и В 70-80°.

3. Относительная густота распространения разломов фундамента подчеркивает установленные закономерности простирания систем разломов. Соотношение максимумов густоты разломов (для 10-ти градусных секторов) на глубинных срезах 3500 м, 4000 м, 4800 м находится в соотношении 2:1; на глубинном срезе 4500 м она резко аномальна – 12:1.

4. По результатам интерпретации куба когерентности выделены разломы осадочного чехла преимущественно северо-северо-западного простирания в азимутальном створе ССЗ 330-360°. Статистически преобладают разломы осадочного чехла СЗ 340-350° с максимумом значения ССЗ 340°.

5. Второстепенные максимумы простирания разломов осадочного чехла представлены двумя системами разломов СВ 50-70° и В 80-90°.

6. Для глубинного среза 3500 м выделяются разломы осадочного чехла и фундамента двух равнозначных максимумов ССЗ (350-360°) и СВ (50-60°) простирания. Этот факт свидетельствует о проникновении разломов осадочного чехла (преимущественно ССЗ простирания) в фундамент, где преобладают разломы преимущественно СВ простирания.

7. Относительная густота распространения разломов осадочного чехла подчеркивает установленные азимутальные закономерности простирания основных систем разломов. Соотношение максимумов густоты разломов (для 10-ти градусных секторов) на глубинных срезах 2000 м, 2500 м, 3000 м и 3500 м находится в соотношении от 1,5:1 до 4:1 с максимумом на глубинном срезе 2500 м (4:1).

8. Среднее значение густоты систем разломов региональных и локальных максимумов для СЗ (осадочный чехол) и СВ (фундамент) простираний находится в соотношении 96:33,3 (2,9) и 46:17,5 (2,6). Налицо почти двукратное превышение густоты разломов, выделяемых в осадочном чехле, на фоне равного и более чем двукратного (2,6-2,9) преобладания региональных максимумов над локальными максимумами последних.

9. Системы разломов фундамента (ССВ 20-30°) и осадочного чехла (СЗ 340-350°) косо ортогональны друг к другу и образуют угол в 40°, равный углу скола (α меньше 45°). Выявленные две системы разломов являются следствием проявления и идентифицируют два различно ориентированных региональных поля напряжений в истории развития МБТ.

10. Система разломов осадочного чехла является наиболее поздней (картируется в миоцен-плиоценовых породах) и связана с общим ССЗ региональным стрессом (сжатием) сдвигового поля напряжений завершающей фазы альпийского тектогенеза.

Таблица 1
Таблица 2
 
Рис.5. Месторождение Белый Тигр. Розы-диаграммы простирания разломов фундамента на различных глубинных срезах (3500м, 4000м, 4500м, 4800м) по данным сейсморазведки 3D.

Рис.6. Месторождение Белый Тигр. Розы-диаграммы простирания разломов осадочного чехла на различных глубинных срезах (2000м, 2500м, 3000м, 3500м) по данным сейсморазведки 3D.

Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 04:06:29 pm
Рис.7. Месторождение Белый Тигр. Суммарные розы-диаграммы простирания разломов: а - фундамента для глубинного интервала 3500-4800 м; б - осадочного чехла для глубинного интервала 2000-3500 м; в - сводная диаграмма простирания разломов фундамента и осадочного чехла для глубинного интервала 2000-4800 м по данным сейсморазведки 3D.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 04:09:25 pm
ТРЕЩИННЫЕ СИСТЕМЫ МБТ ПО ДАННЫМ FMI

Данные по трещиноватости анализировались по всем скважинам, где проводились измерения FMI (в основном на Центральном блоке и лишь частично на Северном блоке).

Анализировались в основном азимуты трещин, раскрытость (апертура) и трещинная пористость. В отчетах по исследованиям методом FMI в породах фундамента выделяются следующие основные типы трещин: непрерывные (Continuous), прерывистые (Discontinuous), кавернозные (Vuggy), брекчиевидные (Brecciated), залеченные (Healed).

По азимутам простирания трещин построено 20 карт ориентировки трещин в виде роз-диаграмм для глубинных срезов в диапазоне 3300-5300 м с шагом 100 м. По данным FMI была построена таблица азимутов простирания и сводная роза-диаграмма простирания трещин (Рис.8). По результатам построений выделяется несколько преобладающих систем трещин, среди которых господствующими являются: СЗ 330-350° и СВ 60-70°, подчиненными - СВ 0-20° и СВ 40-50°. Всего идентифицируется до восьми систем трещин.

Отмечается постоянство простираний трещин для отдельных скважин на всем интервале глубин: скв.465 (СВ 70-80°), скв.484 (ССВ 20-30° и СВ 60-80°), скв.485 (ССВ 20-30° и СВ 45°), скв.479 (СВ 60-80°), свидетельствующее о том, что скважина вскрывает систему трещин одного генезиса и возрастного диапазона. По скважинам Центрального блока преобладают трещины северо-восточного простирания, в то время как по скважинам Северного блока преобладают трещины северо-западного простирания.

Анализ данных FMI показал, что апертура трещин сама по себе не может являться характеристикой коллекторских свойств пород, так как залеченность трещин цеолитами и глинами сильно влияет на их коллекторские свойства. В скважинах Северного блока сильнее развиты процессы цеолитизации и каолинитизации пород, приводящие к закупорке трещин и ухудшающие ФЕС пород, что является главной причиной меньшей продуктивности скважин Северного блока по сравнению с Центральным блоком. Наиболее перспективными с точки зрения сохранности коллекторских свойств являются породы фундамента с кавернозным или брекчиевидным строением трещин, мало затронутые процессами залечивания.

ВЫВОДЫ.

1. Азимутальное распределение трещин по данным FMI подтверждает установленные сейсморазведкой связи по простиранию основных систем разломов.

2. В фундаменте МБТ преобладают системы трещин СЗ и субмеридионального простирания (~60%), характерные для разломов осадочного чехла (молодые открытые трещины), на втором месте по распространенности трещины СВ и субширотного простираний (~40%), характерные для разломов фундамента (древние залеченные трещины).

3. Установленные связи свидетельствуют о единой природе физических процессов и деформаций, определивших образование разломов и трещиноватости в единых силовых полях тектонических напряжений. Направление СВ 20-40° совпадает с простиранием структуроформирующих разломов фундамента, направление СЗ 330-350° соответствует ориентировке региональной транспрессии альпийской фазы тектогенеза и простиранию молодых разломов и открытых трещин осадочного чехла и фундамента.


Рис.8. Месторождение Белый Тигр. Суммарная роза-диаграмма простирания трещин в фундаменте по скважинным данным (метод FMI). Длинная ось эллипса совпадает с плоскостью σ2σ1, образуемой осями средних (σ2) и максимальных (σ1) главных нормальных сжимающих напряжений и направлением главных систем проницаемых трещин в фундаменте.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 04:15:30 pm
ТРЕЩИННЫЕ СИСТЕМЫ МБТ ПО ИССЛЕДОВАНИЯМ TERMOCHANNEL

Метод TermoChannel использует термодинамические исследования для определения геометрических характеристик значительных по размерам супертрещин. Предполагается, что по этим супертрещинам осуществляется приток флюида в скважину из областей питания (Плынин и Штырлин, 2006). Анализировались данные по всем скважинам (всего 25) в пределах Центрального и Северного блоков фундамента (на Южном блоке исследовалась одна скважина). По технологии метода ThermoChannel определяются следующие параметры трещин: глубинная отметка пересечения со стволом скважины, глубинная отметка зоны питания, отход зоны питания от ствола, длина, угол падения, раскрытость, ширина, расход флюида в зоне притока.

Изучалась зависимость расхода флюида в зоне притока от раскрытости трещин. По ряду скважин при одинаковой раскрытости трещин приток был различным. В этих случаях бралось среднее значение раскрытости трещин. Расчетный коэффициент корреляции составил 0,51. График регрессии показывает, что с увеличением раскрытости увеличивается и приток флюида. Однако при значениях раскрытости больше 1,5 мм наблюдается сильный разброс значений притока, что может свидетельствовать о залеченности трещин с раскрытостью более 1,5 мм. Анализ показал, что раскрытость трещин Северного блока меньше, чем Центрального блока. В скважинах Северного блока максимальная раскрытость трещин равна 1,022 мм, в скважинах Центрального блока она достигает 2,679 мм.

Для анализа падения трещин по методу ThermoChannel строилась гистограмма углов падения трещин. Преобладают субвертикальные (60-70°), редки крутонаклонные (40°) и вертикальные (80-90°) макротрещины. По методу ThermoChannel (Плынин и Штырлин, 2006) преобладающий угол падения макротрещин составляет 79,5-81,0° относительно горизонта (субвертикальны).

Углы падения макротрещин анализировались также в несколько ином представлении, как углы отклонения от вертикали. В этом случае не учитывается информация о местонахождении зоны питания, поскольку нами решалась задача по выяснению геометрии систем макротрещин, а не гидродинамики. На гистограмме распределения углов отклонения макротрещин от вертикали уверенно выделяется диапазон 20-30° (частота встречаемости около 50%), на втором месте диапазон 10-20° (частота встречаемости около 25%). Следующие по значимости углы отклонения макротрещин от вертикали – 80-90° (близвертикальные). Присутствует класс пологонаклонных макротрещин с углами отклонения больше 50°. В таком варианте представления данных ThermoChannel более 75% трещин имеют углы отклонения макротрещин от вертикали в диапазоне 10-30°.

В рамках изучения количественных параметров трещин по данным ThermoChannel был построен график зависимости углов падения от абсолютной глубины вскрытия макротрещин стволом скважины. Анализ графика показывает, что во всем диапазоне глубин вскрытия преобладают крутопадающие макротрещины со значениями углов падения 60-70°.

ВЫВОДЫ.

Метод TermoChannel использовался для количественной оценки распределения углов падения трещин.

1. По данным FMI падение трещин носит хаотичный характер, что связано с разнообразием типов трещин, выделяемых FMI (согласные, брекчиевидные и др.), в то время как метод ThermoChannel связывает приток флюида в скважину с определенным типом – отдельными фильтрующими макротрещинами значительной протяженности, которые являются каналами, идущими от зон питания.

2. Важнейший вывод по результатам анализа методом ThermoHydroChannel сводится к установлению убедительной закономерности, согласно которой наиболее представительная выборка среди классов трещин по углам падения (субвертикальные – 90-60°, наклонные – 60-30°, субгоризонтальные – 30-0°) связана с субвертикальными (60-70°) и вертикальными (~80°) трещинами.

3. Значимость этого вывода усиливается тем обстоятельством, что метод ThermoChannel фиксирует не валовую трещиноватость, а открытые фильтрующие трещины.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 04:20:41 pm
ТРЕЩИННЫЕ СИСТЕМЫ МБТ ПО ОПИСАНИЮ КЕРНА СКВАЖИН И ШЛИФОВ

По результатам макроописания керна и изучения больших шлифов (Гаврилов, 2001) изучались особенности пустотного пространства на микроуровне. Изучение параметров единичных микротрещин и микротрещиноватости, как поля пространственной организации микротрещин, является конечным этапом в ряду наших системных наблюдений линейных дислокаций горных пород различного масштаба. Особенности структуры порово-трещинной среды во взаимоотношении со стадиальными эпигенетическими процессами и характером заполнения ее природными минеральными ассоциациями способны пролить свет на место и роль разновозрастных трещинных систем различной природы и генезиса при формировании коллектора, резервуара и залежи нефти МБТ.

ПЕТРОТИПЫ И МОРФОЛОГИЯ ИНТРУЗИВНОГО ТЕЛА.

Породы фундамента МБТ характеризуются значительной петрографической неоднородностью (Арешев, Донг, Киреев, 1996; Гаврилов, 2001). Особенно большой пестротой состава отличается Северный блок, включающий граниты, гранодиориты, адамеллиты, кварцевые монцодиориты, кварцевые диориты и диориты. Центральный блок сложен преимущественно гранитами и в петрографическом отношении представляет собой достаточно однородное образование. Южный свод представлен гранитами, гранодиоритами и кварцевыми монцодиоритами. По результатам петрографического изучения выделяются три группы плутонических пород с преимущественным развитием: 1) гранитов; 2) гранодиоритов; 3) кварцевых амфибол-биотитовых монцодиоритов и диоритов. Согласно описания пород фундамента, распространение выделенных трех групп плутонических пород связывается с Центральным, Южным и Северным блоками общепринятого районирования фундамента МБТ.

По результатам радиологических определений и петрографического анализа (Гаврилов, 2001) в составе пород фундамента различают три разновозрастных интрузивных магматических комплекса: комплекс Хон-Хоай (триасового возраста), комплекс Дин-Куан (юрского возраста) и комплекс Ка-На (мелового возраста). Комплекс Ка-На (граниты) слагает Центральный блок и лишь фрагментами Северный блок. Комплекс Дин-Куан (гранодиориты) распространен в западной части Северного блока, а комплекс Хон-Хоай (кварцевые амфибол-биотитовые монцодиориты и амфибол-биотитовые диориты) занимает восточную часть Северного блока.
Распространение интрузивных комплексов совпадает с полями развития различных групп пород по содержанию кремнезема – главного петрохимического классификационного параметра. Комплекс Ка-На совпадает с кислыми породами, комплекс Дин-Куан – с умеренно-кислыми и комплекс Хон-Хоай – со средними породами.

С учетом закономерностей возрастного и петрографического районирования пород фундамента, очевидно телескопическое строение и вложенность трех временных систем внедрения плутонических тел, имеющих различный петрографический состав. С учетом глубины эрозионного среза наиболее приподнятой центральной части плутонического тела, в пределах Центрального блока вскрывается наиболее молодой комплекс Ка-На (мел), погруженный и последовательно перекрытый на крыльевых и периклинальных погружениях выступа фундамента более древними комплексами Дин-Куан (юра) и Хон-Хоай (триас).

Характеризуясь наименьшей температурой плавления гранитовый комплекс Ка-На завершает плутоно-магматическую фазу функционирования глубинного мантийного очага. На платформенном этапе развития унаследованность в функционировании мантийного очага проявляется главным образом в гидротермальной деятельности, определившей характер строения и нефтенасыщения порово-трещинного пространства пород фундамента МБТ.

СИСТЕМАТИЗАЦИЯ ДАННЫХ ПО СТРОЕНИЮ ПУСТОТНОГО ПРОСТРАНСТВА.

В керне и шлифах всех скважин вскрывших фундамент наблюдаются многочисленные трещины.
Интенсивность распределения трещин в породах неравномерная, в одних случаях это редкие трещины, в других порода разбита на многочисленные обломки размером 1-8 см, сцементированные более мелкими обломками того же состава.

Трещины пересекаются или образуют систему параллельных трещин с расстоянием между собой 1-3 см. В большинстве случаев трещины в шлифах имеют кривую форму, пересекаются друг с другом или связаны между собой кавернами.

Трещины разноориентированные, преимущественно вертикальные. Углы падения изменяются от нескольких градусов (субгоризонтальные) до 80-90°, статистически наиболее представлен диапазон в 60-70°. Горизонтальные трещины встречены в единичных образцах.

По данным статистических характеристик физических свойств пород фундамента данные открытой пористости пород фундамента по керну характеризуют, главным образом, плотную, непроницаемую матрицу или блоковую часть коллектора. Крупные трещины и каверны, играющие главную роль в процессе фильтрации флюидов в породах, практически отсутствуют на образцах малых размеров.

Раскрытость трещин по керну находится в широком диапазоне значений от 0,1 мм до 3-4 мм, иногда доходит до 2-3 см. Практически все трещины в керне с раскрытостью более 1,5 мм являются минерализованными или техногенными.

Преобладающие размеры трещин в шлифах в пределах 0,1-2,25 мм по длине и 0,01-0,1 мм по ширине. Отдельные трещины достигают 7-15 мм по длине и 0,6 мм по ширине.    8. Практика изучения трещин в шлифах, пропитанных смолой под поляризационным микроскопом, показывает, что в подсчет пустотности вовлекаются трещины и поры с поперечными размерами более 0,01 мм.

По результатам изучения шлифов, пропитанных смолами, среднее значение площади пустотного пространства в гранитах Северного и Центрального блоков составляют:

                                           Поры, %      Каверны, %      Трещины, %      Сумма, %
Северный блок                   0,97              0,34                   1,07                   2,38
Центральный блок              0,56              0,06                   0,90                   1,52

С глубиной пустотное пространство пород сокращается. Для Центрального блока до глубины 500 м от кровли фундамента общая площадь пор, трещин и каверн составляет 2,10-2,43%, а с глубины 500 м общая пустотность резко уменьшается до величин 0,37-0,79%.

Преобладающая часть описанных по керну и шлифам трещин залечена вторичными минералами (кальцит, цеолит, кварц, битум, асфальт и др.).

Даже относительно свежие крепкие породы (скв.431, инт. 4490,0-4492,0 м, скв.813, инт. 4863,1-4864,5 м, скв.903, инт. 4460,6-4460,9 м) разбиты единичными субвертикальными трещинами и подвержены вторичной минерализации (кальцит, цеолит, битум).

Свежие, не нарушенные трещинами и гидротермальными процессами образцы пород фундамента (скв.115, интервал 4000-4005 м), не содержат ни первичных, ни вторичных пустот и являются абсолютно непроницаемыми.

Катаклазированные участки пород и околотрещинные участки сильно изменены гидротермальными процессами. Зоны дробления представлены тектонической брекчией и мелкораздробленной массой породы, обломки покрыты слоем цеолита, кальцита, в ряде случаев асфальтита (скв.110, 1106).

Растворение термальными водами пород приводит к уменьшению их объемной плотности. Для свежих малоизмененных / измененных пород она составляет (г/см3): граниты – 2,65 / 2,41; гранодиориты – 2,69 / 2,35; кварцевые монцодиориты – 2,66 / 2,39.

Гидротермальный процесс является важным фактором формирования вторичной пустотности. В то же время гидротермальная деятельность существенно ограничивает или даже исключает фильтрацию флюидов из-за постепенного осаждения и залечивания трещин вторичными минералами. По этой причине керны из окрестностей крупных разломов фундамента зачастую кальматированы и служат гидродинамическими экранами.

ВЫВОДЫ.

1. Независимо от типа породы и густоты трещин различных систем характер их заполнения вторичными минералами одинаков: цеолит, кальцит, кварц, битум, асфальт.

2. Из всего кернового материала почти не встречаются трещины, которые не были бы выполнены кальцитом и цеолитом. Особенно большое содержание цеолита и кальцита наблюдается в зонах катаклаза, где эти минералы цементируют обломки пород.

3. Толщина цеолитовых выполнений трещин обычно составляет 0,2-3 мм, толщина трещин с кальцитом может достигать 2-3 см.

4. Содержание цеолитов в трещиноватых зонах керна составляет в среднем около 5%, в зонах катаклаза содержание цеолитов достигает 30-40%.

5. Гидротермальная деятельность в породах фундамента происходила в широком диапазоне температур, в несколько тектономагматических этапов, создавая различные минеральные парагенезы (наиболее распространенные ломонтин (цеолит) и кальцит).

6. Температура кристаллизации наиболее распространенных минералов-индикаторов гидротермальной деятельности для гранитов фундамента (самородная цинкистая медь – 600 °С, эндогенный ангидрит – 400 °С, барит – 250-350 °С, самородная сера – 120-150 °С) и метасоматические процессы карбонитизации и цеолитизации (80-120 °С) свидетельствуют о средне- и низкотемпературном режиме аутигенного минералообразования на поздней стадии остывания и низкотемпературного флюидного (гидротермального) магматизма.

7. Анализ температурной шкалы гидротермальной минерализации позволяет восстановить последовательность выделения минеральных ассоциаций и заполнения пустотного пространства пород фундамента на самых поздних стадиях тектонической эволюции гранитного резервуара МБТ: а) ангидрит, барит; б) кальцит, кварц; в) карбонаты, цеолит; г) битум, асфальт; д) легкая нефть.

8. Разломы и крупные трещины, обеспечивая циркуляцию растворов, одновременно являлись очагами разгрузки гидротермальных систем. В соответствии с этим, наибольшие изменения, связанные со вторичной минерализацией, происходили в приразломных зонах оперяющих трещин и брекчирования пород, а также в зонах пересечения разломов, образующих тектонические швы и узлы. Этим объясняется сильная минерализация этих зон.

9. В ряду минеральная – битумная – нефтяная – открытая трещина, последняя является наиболее молодой и при отсутствии признаков минерализации или насыщения УВ имеет техногенное происхождение (трещины разгрузки) и не могут служить для определения коллекторских свойств пород и гидродинамических расчетов.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 04:24:09 pm
АНАЛИЗ СООТНОШЕНИЙ ТРЕЩИННЫХ СИСТЕМ МБТ

Мы последовательно прошли путь от изучения количественных параметров разломов (полевые наблюдения и метод сейсморазведки 3D), крупных мегатрещин (супертрещин) и макротрещин (методы FMI и TermoChannel) к изучению мезотрещин и микротрещин по результатам макроописания керна и изучения больших шлифов. Будучи разномасштабными объектами проявления одних и тех же тектонофизических процессов, разноранговые линейные дислокации горных пород являются телескопически вложенными системами, подчиненные единым законам деформации и фрактальности (блоковой делимости) геосреды и повторяющие основные закономерности пространственной организации разноуровенных систем. Наблюдая и вычленяя из обилия фактического материала эти закономерности, мы пытались найти причинно-следственные связи генетического характера, которые позволят понять природу тектонических деформаций МБТ и прогнозировать их неоднородность.

Независимо от масштаба изученных трещинных систем, обнаруживается устойчивая повторяемость в количественных параметрах их пространственной организации. Во всех случаях, где представлялось возможным изучение ориентировки трещинных систем, обнаруживается существование двух устойчивых максимумов простирания. Первый наиболее выраженный в густоте распространения трещин максимум простирания связан с северо-западной ориентировкой трещинных систем в азимутальном створе СЗ 340-350°. Второй максимум простирания связан с северо-восточной ориентировкой трещинных систем в азимутальном створе СВ 20-40°. С небольшими отклонениями эти максимумы находят проявление по результатам всех методов исследований и для всех масштабных генераций трещинных систем. Следовательно, эти два максимума простирания трещинных систем связаны с двумя наиболее значимыми тектоническими этапами развития МБТ. Как показывает анализ, максимум северо-восточной (СВ20-40°) ориентировки трещинных систем совпадает с широтной транспрессией завершающей орогенической фазы киммерийского тектогенеза, определившей формирование высокоамплитудных структуроформирующих сбросов с правой кинематикой движений. Максимум СЗ ориентировки трещинных систем совпадает с последним этапом тектонической активизации региона, связанной с завершающей фазой альпийского тектогенеза, охватившей все Тихоокеанское побережье и вызвавшей формирование новых (обновление старых) трещинных систем МБТ, вызвавшей формирование (обновление) комплекса малых интрузий и батолитов бассейна Кыу-Лонг.

В соответствии с временными соотношениями этих двух трещинных систем, значимость второй для раскрытости и проницаемости трещин не вызывает сомнений. По результатам описаний керна и шлифов установлено, что трещинные системы ранних генераций залечены вторичными минералами и, если они не обновлены неотектоническими движениями, промыслового интереса не представляют.

Таким образом, система молодых трещин северо-западной ориентировки (СЗ 340-350°) представляется единственно открытой и проницаемой для фильтрации нефти в пластовых условиях МБТ. Эта трещинная система связана с проявлением сбросов и трещин отрыва поздней генерации в условиях становления горизонтального сдвигового поля напряжений завершающей альпийской фазы тектогенеза.

Во всех случаях, когда изучалась ориентировка трещинных систем в вертикальном сечении, также обнаруживается существование двух устойчивых максимумов углов падения трещин. Первый, наиболее выраженный в густоте распространения максимум в углах падения трещин связан с полого наклонными (60-70°) системами трещин. Второй максимум в углах падения связан с вертикальными (80-90°) системами трещин. С небольшими отклонениями эти максимумы в углах падения трещин находят проявление по результатам всех методов исследований и для всех масштабных генераций трещинных систем. Следовательно, эти два максимума в углах падения трещинных систем связаны с двумя наиболее значимыми генетическими типами трещин МБТ.

Углы падения полого наклонных трещин (60-70°) образуют с вертикальной осью (осью образца керна) угол скола α больше 45°, идентифицируя падение плоскости скалывания и вертикальное положение плоскости σ2σ1, образуемой осями средних и максимальных главных нормальных сжимающих напряжений во время структуро-(трещино-) образования. По генетической классификации системы наклонных трещин (60-70) связаны со сколами вдоль площадок действия максимальных тангенциальных напряжений (τmax), а системы вертикальных трещин (80-90°) с отрывами вдоль плоскости (σ2σ1) действия средних и максимальных главных нормальных сжимающих напряжений соответственно в условиях сдвигового поля напряжений. Обоснованию этого вывода приводится в следующей статье автора, посвященная реконструкциям напряженно-деформированного состояния пород фундамента МБТ по результатам выполненного анализа трещинных систем.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Завершая анализ трещинных систем, констатируем главный фактически обоснованный вывод о существовании преобладающей системы открытых и проницаемых вертикальных трещин (80-90°), генетически связанных с условиями растяжения (трещины отрывы) и совпадающих с плоскостью σ2σ1, образуемой осями средних и максимальных главных нормальных сжимающих напряжений субмеридиональной (СЗ 340-350°) транспрессии завершающей фазы альпийского тектогенеза. Пространственно и генетически связанные с горизонтальными сдвигами фундамента и структурами растяжения земной коры эти системы формируются на выступах фундамента, определяя морфологию насыщения вертикальных флюидодинамических (и нефтяных) колонн.

Результаты интерпретации трещинных систем МБТ служили основой реконструкций напряженно-деформированного состояния (НДС) горных пород и обоснования модели строения залежи нефти в фундаменте МБТ как следствие механизма скрытой эксплозивной разгрузки глубинных флюидов на структурах растяжения земной коры, связанных с горизонтальными сдвигами фундамента. В соответствии с этими выводами рассчитывались параметры анизотропии проницаемости трещинного коллектора, необходимые для построения фильтрационной модели залежи нефти в фундаменте МБТ. Результаты выполненных исследований будут представлены в следующих публикациях автора.

Список литературы

1. Арешев Е.Г., Донг Ч.Л., Киреев Ф.А. Нефтегазоносность гранитоидов фундамента на примере месторождения Белый Тигр. Геология и геолого-разведочные работы. 1996.

2. Гаврилов В.П. Влияние петрографической зональности фундамента месторождения Белый Тигр на степень продуктивности и нефтенасыщенности гранитов. Отчет по договору №31-05/85. Нефтегазэкспертиза. М. 2001.

3. Плынин В.В., Штырлин В.Ф. Совершенствование технологии термогидродинамической визуализации трещин в нефтеносных гранитах. Нефтяное хозяйство. №5. 2006. 78-80.

4. Sung Jin Chang, Nguyen Tien Long. An observation of the fracture systems of the Southern onshore Vietnam. PetroVietnam Conference on the oil and gas industry on the eve of 21 century. 2000. Vol.1, pp 524-534.

Источник: Тимурзиев А.И. Анализ трещинных систем осадочного чехла и фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Экспозиция нефть-газ. 5Н (11) октябрь 2010, с.11-20.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_49.pdf.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 06:18:35 pm
РЕКОНСТРУКЦИИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ДЛЯ ПРОГНОЗА ПРОНИЦАЕМЫХ СЕЧЕНИЙ ПОРОД ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР

В этом разделе мы продолжим обсуждать наиболее известный и изученный нефтяной объект, открытый в гранитах фундамента на Тихоокеанском шельфе Вьетнама.

При использовании приведенных здесь и далее материалов по МБТ необходима ссылка на опубликованную статью: Тимурзиев А.И. РЕКОНСТРУКЦИИ НАПРЯЖЕННО-ДЕФОРМИРОВАННОГО СОСТОЯНИЯ ДЛЯ ПРОГНОЗА ПРОНИЦАЕМЫХ СЕЧЕНИЙ ПОРОД ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР (ВЬЕТНАМ). Экспозиция нефть-газ. 6Н (12) декабрь 2010, с.6-13.

ВВЕДЕНИЕ.

Приводятся результаты реконструкций напряженно-деформированного состояния (НДС) пород фундамента и осадочного чехла месторождения Белый Тигр (МБТ). Выполненные на основе структурно-кинематического анализа трещинных систем МБТ, реконструкции НДС гор-ных пород позволили обосновать их природу, восстановить историю развития, дать генетическую классификацию основных типов и подойти к дифференциации по характеру проводимости трещинных систем. Анализ трещинных систем, выполненный по данным интерпретации сейсморазведки 3D, служил основой для реконструкций НДС горных пород и для прогноза параметров анизотропии проницаемости трещинного коллектора в отношении его фильтрационных свойств. Исследования позво-лили оценить роль трещинных систем различного масштаба, возраста и генезиса в формировании фильтрационной неоднородности пород фундамента. По результатам комплексного морфокинематического и динамического (тектонофизического) анализа удалось разделить системы трещин на: а) закрытые (непроницаемые) системы, не имеющие промыслового значения в процессе эксплуатации залежи и; б) открытые (проницаемые) системы, обеспечивающие миграцию и насыщение коллекторов в процессе формирования залежи и фильтрацию нефти к забоям скважин в процессе эксплуатации залежи и имеющие, таким образом промысловое значение.

Реконструкции НДС в условиях анизотропной (трещинной) среды горных пород являются эле-ментом авторской «технологии управления трещиноватостью» [3-7] и могут использоваться для геометризации резервуаров, построения фильтрационной моделей, проектирования разработки, дизайна эксплуатационных скважин, прогнозирования параметров искусственных трещин при проведении гидроразрыва пластов (ГРП) и осуществлении других геолого-технических мероприятий (ГТМ) на месторождениях с трещинными коллекторами.

КИНЕМАТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАЗЛОМОВ.

Изучение геометрических и кинематических характеристик разломов и результаты их тектонофизической интерпретации позволили выделить в фундаменте (Рис.1) и осадочном чехле (Рис.3-4 из статьи [9]) МБТ устойчивое долгоживущее сече-ние, связанное с проявлением горизонтальных сдвигов фундамента северо-северо-восточного (ССВ 20-40°) простирания (Рис.2), и двух разновозрастных сечений оперяющих кулисных сбросов фундамента (восток-северо-восток ВСВ 60-80°) и осадочного чехла (северо-северо-запад ССЗ 340-350°).

Полноценный кинематический анализ разломов, включающий определения угловых и линей-ных параметров сдвигов фундамента и оперяющих их трещин скола и отрыва (амплитуда горизонтального перемещения кулис, амплитуда вертикального смещения сброса и присдвиговых складок, горизонтальная амплитуда смещения кулис, амплитуда горизонтального раздвига (горизонтальный крип) плоскости кулис от плоскости материнского сдвига, полная горизонтальная амплитуда материнского сдвига и др.), выполняется по эпюрам деформаций на основе геометрического анализа трещинных систем, структурных индикаторов и связей складчатости с различными генетическими типами разломов при интерпретации сейсморазведки 3D в слоистой среде [5]. В изотропной среде фундамента для количественной оценки доступны только некоторые параметры разломов.

Вертикальная амплитуда оперяющих сбросов (сбросовая составляющая суммарных деформаций) материнского сдвига. Для фундамента определения вертикальной амплитуды перемещений возможны лишь по величине смещений его кровли. Учитывая эрозионную природу кровли фундамента, любые определения являются минимальными по величине. Абсолютная величина видимой вертикальной амплитуды для основных систем разломов ССВ простирания превышает 1,0 км для краевых восточных сбросов и достигает 1,5-2,0 км для краевых западных взбросов.

Углы падения разломов. Преобладающие углы падения плоскости сместителя разломов состав-ляют 70-90° (субвертикальные) в центральной части свода и в верхней части чехла, достигая 50-60° (полого-наклонные) для взбросов и сбросов краевых частей выступа фундамента и в подошвенной части осадочного чехла.

Амплитуда горизонтального перемещения кулис (сдвиговая составляющая суммарных деформаций) изменяется от нуля на замыканиях ССВ разломов до максимальных величин в осевой части сдвига. О величине горизонтальных сдвигов фундамента можно строить только предположения на основании косвенных структурных признаков. Максимальная величина горизонтального правого сдвига для ССВ взбросо-сдвига западной краевой части выступа фундамента в домиоценовое время может быть оценена в половину длины сейсмического куба 3D (25 км) на том основании, что СЗ раз-ломы, упирающиеся в центральной части куба во взбросо-сдвиги фундамента не находят продолжения в восточной части структуры. По величине смещения осевых частей депрессий восточной и западной крыльевых частей структуры МБТ левосторонняя интегральная величина сдвига может составлять 10-15 км за миоцен-плиоценовое время.

Наблюдаемые различия в деформациях пород вдоль и поперек плоскости сдвигов на различных этапах развития структуры МБТ связаны со сменой ориентировки тектонических напряжений и раз-личным характером воздействия тангенциальных напряжений на геометрию и кинематику вторичных оперяющих структур горизонтальных сдвигов фундамента. Как будет показано ниже, ориентировка ССВ сдвигов фундамента в позднекайнозойское время имела то же простирание, что и в мезозое, но обратную кинематику, а сами сдвиги являются реверсивными по природе. Горизонтальные сдвиги фундамента ССВ простирания характеризуются по результатам кинематического анализа разнонаправленными во времени движениями: правосторонними в мезозое – раннем кайнозое (широтная палеотранспрессия) и левосторонними в позднем кайнозое меридиональная транспрессия). В этой связи кинематику разломов необходимо рассматривать во временном аспекте, в динамике изменения НДС земной коры, а не как статическое явление.

Рис.1. Месторождение Белый Тигр. Систематизация разломов фундамента по простиранию и роза-диаграмма простирания разломов фундамента по данным интерпретации глубинного сейсмического куба 3Д (ЦГЭ, А.Г.Авербух, 2006).

Рис.2. Месторождение Белый Тигр. Розы-диаграммы простирания (а, в) и стереограмма плотности полюсов (г) для разломов фундамента по данным интерпретации глубинного сейсмического куба 3D (ЦГЭ, 2006); б – сводная роза-диаграмма простирания разломов фундамента и осадочного чехла для глубинного интервала 2,0-4,8 км по данным интерпретации сейсморазведки 3D (ЦГЭ, 2004).
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 08:46:32 pm
РАЗРЫВНЫЕ НАРУШЕНИЯ И РЕКОНСТРУКЦИИ НДС ЗЕМНОЙ КОРЫ

Наблюдаемый каркас разломов фундамента МБТ (Рис.1) является следствием разрядки тектонических деформаций, обусловленных определенным типом НДС земной коры. В соответствии с этим решалась об-ратная динамическая задача восстановления типа НДС и ориентировки осей напряжений по известному рисунку каркаса разломов. При этом мы исходили из следующих положений: а) разломы фундамента и осадочного чехла имеют тектоническую природу и служат структурными индикаторами разрядки напряжений на различных глубинных уровнях; б) реконструкции типа НДС и простираний осей напряжений по кинематическому анализу разломов чехла можно экстраполировать на глубины залегания фундамента.

Знание кинематики разломов в вертикальных сечениях сейсмических профилей позволяет судить о действующих напряжениях в горизонтальной плоскости (x, y), а кинематики разломов на горизонтальных срезах - о действующих напряжениях в вертикальной плоскости (xz, yz), что в совокупности позволяет воссоздать объемную картину НДС земной коры.

В основе реконструкций напряжений – рисунок каркаса разломов и различные структурные парагенезисы, служащие индикаторами разрядки тектонических напряжений через деформации пород. Важнейший признак сдвиговых деформаций - направление смещения относительно плоскости сдвига определялся по следующим признакам. Аксиома и генетический признак - в динамопаре разломов всегда один сдвиг имеет правую, а другой - левую компоненту смещения. Признаки левосторонности ССВ сдвигов МБТ в миоцен-плиоценовое время: смещение северных частей структурных линий и блоков на юго-запад, запрокидывание складок и плоскости сбросов по направлению движения на ЮЗ, расклинивание кулис и их разворот на СВ. В мезозойское и раннекайнозойское время структурные индикаторы характеризуют правостороннюю кинематику для ССВ сдвигов фундамента МБТ.

Кинематика разломов с учетом их пространственно-азимутальной ориентировки позволяет восстановить оси нормальных (сжимающих и растягивающих) и тангенциальных (касательных) напряжений, действовавших в течение мезозоя и кайнозоя в пределах МБТ. Нами выполнены реконструкции палеонапряжений для основных типов НДС земной коры, характеризующих различные этапы развития и стиль деформаций тектонических структур бассейна Кыу-Лонг. В истории развития МБТ идентифицируется три типа НДС земной коры, последовательно повторяющиеся для киммерийского, альпийского и новейшего этапов тектогенеза: сбросовый (рифтовый), надвиговый и сдвиговый.

Наиболее спорными выглядят реконструкции раннего рифтового типа НДС земной коры, структурные индикаторы которого заметно искажены последующими надвиговыми и сдвиговыми деформациями. Главным структурным индикатором для реконструкций рифтового типа НДС земной коры (помимо знания закономерностей азимутального распределения разломов), служила морфология выходов на эрозионную поверхность фундамента различных по возрасту и составу петротипов пород (Рис.3) и закономерности распространения дайкового комплекса малых интрузий [1]. Интерпретация этих данных свидетельствует об устойчивой повторяемости для разновременных тектонических циклов основных типов НДС и ориентировки осей напряжений.

Интерпретация надвигового типа НДС не вызывала сложностей, поскольку на МБТ существу-ют прямые индикаторы структур горизонтального сжатия (надвиги и взбросы).

Для сдвигового поля напряжений сложность состояла в объяснении одновременного существования в пределах МБТ разновозрастных и разноориентированных оперяющих разломов (ССЗ в осадочном чехле и ВСВ в фундаменте) к плоскости ССВ сдвигов при анализе углов скола в системе сдвиг - оперяющие сбросы. Анализ кинематики горизонтальных движений для этих структурных парагенезов позволил обосновать существование двух типов сдвигового поля напряжений со встречно ориентированным положением нормальных осей сжатия-растяжения и знакопеременными (реверсными) касательными напряжениями.

1. Сбросовый (рифтовый) тип НДС земной коры характеризуется субгоризонтальным положением осей минимальных σ3 и средних σ2 главных нормальных сжимающих напряжений (для условия положительного знака у сжимающих напряжений, σ1 является алгебраически максимальной величиной (σmax); σ3 –алгебраически минимальной величиной (σmin); σ2 - алгебраически средней величиной (σavr)). Ось максимальных главных нормальных сжимающих напряжений σ1 субвертикальна. Ось средних нормальных напряжений σ2 параллельна осям тектонических структур растяжения и является средней по абсолютной величине. Ось минимальных сжимающих напряжений σ3 ориентирована вкрест простирания структур растяжения и минимальна по абсолютной величине. Динамическая обстановка, отвечающая НДС земной коры этого типа, благоприятствует образованию рифтовых и грабен-структур растяжения.

Реконструкции дают следующие сечения главных нормальных и касательных напряжений ме-зозойского и раннекайнозойского времени, связанного с палеорифтовым режимом растяжения зем-ной коры в пределах бассейна Кыу-Лонг (Рис.4а):

σ1 – максимальные главные нормальные сжимающие напряжения (субвертикальное сжатие, максимальное по абсолютной величине);

σ2 – средние нормальные напряжения (субгоризонтальное меридиональное сжатие, среднее по абсолютной величине), азимут простирания ССЗ 340-350°;

σ3 – минимальные главные нормальные сжимающие напряжения (субгоризонтальное широтное сжатие, минимальное по абсолютной величине), азимут простирания СВ 60-80°;

τ – динамопара главных касательных напряжений: СЗ 290-310° и ССВ 10-30°.

Преобладавшие на этом этапе ранние сдвиги оказались завуалированы фрагментами разорванных поздними деформациями разломов ССВ простирания, развитых на бортах и в южной части вы-ступа фундамента. В соответствии с таким распределением осей напряжений происходило зарождение и развитие палеорифтовых долин субмеридионального простирания, как региональных структур растяжения земной коры в течение повторяющихся тектонофаз мезозоя и кайнозоя.

2. Надвиговый тип НДС земной коры характеризуется горизонтальным положением оси максимальных главных нормальных сжимающих напряжений σ1. Эта ось напряжений имеет горизонтальное и нормальное к осевой плоскости складчатости направление. Ось σ2 средних нормальных напряжений субгоризонтальна и параллельна оси складчатости. Ось минимальных σ3 главных нормальных сжимающих напряжений субвертикальна. Динамическая обстановка, отвечающая напряженному состоянию второго типа, приводит к сокращению объема, образованию разломов взбросо-надвигового типа и покровной складчатости. Реконструкции дают следующие сечения действия главных нормальных и касательных напряжений в течение мезозоя и кайнозоя, связанного с надвиговым типом НДС земной коры бассейна Кыу-Лонг (Рис.4б):

σ1 – максимальные главные нормальные сжимающие напряжения (субгоризонтальное сжатие, максимальное по абсолютной величине), азимут простирания СЗ 290-310°;

σ2 – средние нормальные напряжения (субгоризонтальное сжатие, среднее по абсолютной ве-личине), азимут простирания ССВ 20-40°;

σ3 – минимальные главные нормальные сжимающие напряжения (субвертикальное сжатие, ми-нимальное по абсолютной величине);

τ – главные тангенциальные напряжения: ВСВ 60-80° и ССЗ 340-350°. Динамопара сдвигов ортогональной системы имеет ограниченное развитие и на этом этапе практически не проявлена. Основной стиль деформаций этого этапа взбросо- и надвигообразование вдоль плоскостей нарушений поперечных основному стрессу горизонтального сжатия. При направлении стресса ЮВ-СЗ в после-палеогеновое время происходило надвигание, запрокидывание и заваливание западного крыла вы-ступа фундамента с формированием козырька гранитов над толщей осадочных пород олигоцена.

3. Сдвиговый тип НДС земной коры является господствующим на заключительных этапах формирования структур и характеризуется субгоризонтальным положением осей максимальных σ1 и минимальных σ3 главных нормальных сжимающих напряжений. Ось σ2 средних нормальных напряжений субвертикальна. Совместный учет структурных индикаторов и выполненных реконструкций НДС земной коры в пределах МБТ позволил восстановить региональное поле палеонапряжений в период досреднемиоценовых и послесреднемиоценовых напряжений (Рис.4в). Реконструкции дают ортогональные сечения действия главных нормальных напряжений и встречные (реверсные) направления действия касательных напряжений на завершающих фазах складчатости альпийского и неотектонического этапов тектогенеза, связанных со сдвиговым типом НДС земной коры МБТ.

I. Палеонапряжения (досреднемиоценовое поле напряжений):

σ1 – максимальные главные нормальные сжимающие напряжения (субгоризонтальное широтное сжатие, алгебраически максимальная величина), азимут простирания ВСВ 60-80°;

σ3 – минимальные главные нормальные сжимающие напряжения (субгоризонтальное меридиональное сжатие, алгебраически минимальная величина), азимут простирания ССЗ 340-350°;

σ2 – средние нормальные напряжения (субвертикальное сжатие, алгебраически средняя величина);

τmax – максимальные главные тангенциальные напряжения (ССВ 20-40°), правосторонняя широтная палеотранспрессия. Динамопара главного сдвигового сечения находится в азимутальном створе СЗ 290-310°, имеет подчиненное значение и левую кинематику. В соответствии с таким распределением осей палеонапряжений происходило развитие горизонтальных сдвигов диагональной системы на завершающих этапах тектонофаз мезо-кайнозоя.

II. Неонапряжения (послесреднемиоценовое поле напряжений):

σ1 – максимальные главные нормальные сжимающие напряжения (субгоризонтальное меридиональное сжатие, алгебраически максимальная величина), азимут простирания ССЗ 340-350°;

σ3 – минимальные главные нормальные сжимающие напряжения (субгоризонтальное широтное сжатие, алгебраически минимальная величина), азимут простирания СВ 60-80°;

σ2 – средние нормальные напряжения (субвертикальное сжатие, алгебраически средняя величина);

τmax – максимальные главные тангенциальные напряжения (ССВ 20-40°) левосторонняя меридиональная транспрессия. Динамопара главного сдвигового сечения находится в азимутальном створе СВ 290-310°, имеет правую кинематику и завуалирована фрагментами сбросов, разорванных сдвигами ССВ простирания.

Для всех реконструкций, учитывая ошибку замеров азимутов простирания разломов (±10°), допустима такая же ошибка и в определении положения осей напряжений. Более того, все выраженные максимумы простирания основных систем разломов имеют закономерный секторальный разброс в диапазоне ±15°, связанный со структурной неоднородностью деформируемого объема геосреды. Это означает, что плоскость разломов одной системы никогда не бывает строго ориентирована на большом пространстве, она имеет интервальное распределение вокруг оси азимутального максимума.

В соответствии с выполненными реконструкциями, НДС земной коры первого типа связано с расширением земной коры (объемной деформацией), второго и третьего типов связаны с преобладающим проявлением горизонтальных сжимающих напряжений, объемным сокращением (второй тип) и геометрической деформацией (третий тип) геосреды. Напряженное состояние первого типа связано с формированием структур растяжения земной коры (грабен-рифты). Второй тип НДС характерен для формирования взбросо-надвиговых структур и покровной складчатости, третий тип - для складчатых структур продольного (тангенциального) сжатия. Последние два типа НДС земной коры типичны для структурообразования Альпийского складчатого пояса и других складчатых аналогов, включая обстановку завершающих фаз складчатости киммерийского, альпийского и новейшего этапов тектонического развития бассейна Кыу-Лонг.

Миграция осей напряжений в процессе структурообразования, установленная для МБТ, явление известное и может быть интерпретировано сменой геодинамических обстановок эволюции и типов НДС земной коры бассейна Кыу-Лонг в мезо-кайнозойское время.

По результатам выполненных палеотектонических реконструкций (метод анализа мощностей) и реконструкций НДС земной коры в плиоцен-четвертичное время, подтверждается становление и формирование в пределах МБТ регионального поля сдвиговых напряжений. Совместный учет проявления структурных индикаторов и кинематики разломов различных систем позволил восстановить ориентировку осей досреднемиоценовых палеонапряжений и неотектонических напряжений сдвигового поля самой поздней (плиоцен-четвертичной) генерации. Восстановлено два положения оси σ1 максимальных главных нормальных сжимающих напряжений: субгоризонтальное широтное сжатие ВСВ 60-80° (досреднемиоценовая широтная палеотранспрессия) и субгоризонтальное меридиональное сжатие ССЗ 340-350° (плиоцен-четвертичная меридиональная транспрессия). Направления про-стирания осей максимальных (σ1) и минимальных (σ3) главных сжимающих напряжений в пределах МБТ взаимно ортогональны и ориентированы в створе меридиональных и широтных азимутов.

Рис.3. Месторождение Белый Тигр. Субмеридиональная (ССЗ 340-350°) зональность внутренней структуры (распределения петротипов пород) и телескопическая вложенность молодых интрузий (граниты и гранодиориты) в более древние интрузии (диориты) на уровне среза эрозионной поверхности кровли фундамента. Цветной штриховкой показаны восстановленные на уровне среза границы распространения первично ненарушенных (не эродированных) гранитных батолитов различного состава и возраста. В аксонометрии (справа) видно косое сечение между простиранием структуры (ССВ 20º) и интрузивных тел (ССЗ 340º), образующий угол скола (α ≤ 45º).

Рис.4. Месторождение Белый Тигр. Тектонофизическая интерпретация 3-х мерной кинематической модели разломов фундамента и реконструкции  осей  главных  нормальных и касательных палеонапряжений для трех  этапов и типов (А - рифтовое, Б - надвиговое и В - сдвиговое) НДС земной  коры. Во врезках показаны эллипсоиды напряжений и положение трещин скола и отрыва в вертикальном сечении разреза.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 09:02:59 pm
АНАЛИЗ ИСТОРИИ РАЗВИТИЯ РАЗЛОМОВ МБТ

Для изучения истории развития разломов фундамента привлекались генетические и кинематические характеристики и данные по азимутальному распределению разломов. История развития разломов фундамента изучалась путем восстановления кинематики вертикальных и горизонтальных движений, выраженных в углах встречи оперяющих разломов к плоскости сдвига и анализа углов скола в системе материнский сдвиг – оперяющий сброс.

В строении разломов фундамента МБТ и осадочного чехла, имеющих комбинированную сбросо-сдвиговую и взбросо-сдвиговую кинематику, проглядывает ромбическая сеть первичной делимости земной коры ортогональной и диагональной систем. На примере главных структуроформирующих разломов фундамента рассмотрим трансформации кинематики и стиля деформаций земной коры на различных этапах развития МБТ. Будучи элементами системы нормальных сбросов палеорифтовых структур растяжения (рифтовый тип НДС), ССЗ сбросы зарождались на теле раскалывающихся блоков раннемезозойских и раннекайнозойских палеоподнятий как отрывы для пары диагональных сколов. Для пары сколов (ССВ 20° и СЗ 300°) главную роль играли правые сдвиги СЗ простирания, сечение ССВ было подавлено и играло второстепенную роль.

На ранних этапах развития мезозойского (киммерийский), кайнозойского (альпийского) и новейшего тектонического этапа инверсия режима развития, связанная со сменой типа НДС и ориентировкой осей напряжений, вызвала закрытие палеорифтовых структур и надрифтовых осадочных бассейнов и последующую складчатость (сокращение объема и надвигообразование). Система разломов ССВ простирания по характеру запрокидывания блоков фундамента на западном крыле характеризуется взбросо-надвиговой кинематикой, обусловленной субширотным простиранием оси сжатия регионального надвигового поля деформаций пострифтовых этапов развития. На завершающем этапе альпийского тектоногенеза разломы ССВ простирания по характеру кулисного смещения локальных блоков фундамента характеризовались правосторонней широтной транспрессией. На завершающем этапе новейшего тектонического этапа разломы ССВ простирания развивались как левосторонние сбросо-сдвиги меридиональной транспрессии. В современном структурном плане, сформированном на неотектоническом этапе, разломы фундамента МБТ имеют кинематику, противоположную их ранним этапам развития. Они являются реверсивными по природе и окончательный их облик сформирован в результате суперпозиции разнонаправленных движений в силовом поле сдвиговых деформаций новейшего тектонического этапа.

Таким образом, при стабильном положении и активности сдвигов фундамента I-III квадрантов (сечение ССВ-ЮЮЗ), формирование оперяющих систем кулисных сбросов в фундаменте объясняется субширотной правосдвиговой палеотранспрессией (киммерийский и альпийский этапы), а в чехле - субмеридиональной левосдвиговой транспрессией (альпийский и неотектонический этапы). Для сопряженной динамопары сдвигов II-IV квадрантов (сечение ЮВ-СЗ) формирование оперяющих разломов в фундаменте объясняется субширотной левосдвиговой палеотранспрессией, а в чехле - субмеридиональной правосдвиговой транспрессией. Диагональные сдвиги характеризуются разнона-правленными во времени движениями. Реверсная природа сдвигов фундамента и миграция осей напряжений, установленная для МБТ, объясняется сменой геодинамических обстановок и ориентировки осей напряжений в процессе структурообразования. В этой связи кинематика разломов рассматривается во временном аспекте, в динамике изменения НДС земной коры, а не как статическое явление [8]. В таком представлении постановка вопроса, является разлом правосторонним или левосторонним сдвигом, не правомерна и требуется конкретизация временного интервала его развития.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 09:08:48 pm
КЛАССИФИКАЦИЯ И ТИПЫ РАЗЛОМОВ МБТ

 По результатам реконструкций НДС земной коры построены трехмерные кинематические модели деформаций фундамента, позволяющие интерпретировать разломы различного генезиса и кинематики. Классификация разломов МБТ выполнена на генетической (тектонофизической) основе, а также по раскрытости и характеру гидродинамической связанности трещин, определяющей анизотропию проницаемости трещинных коллекторов в фундаменте для новейшего сдвигового поля НДС земной коры.

I. По генетическому типу выделяются:

а) региональные структуроформирующие сдвиги (сбросо-сдвиги и взбросо-сдвиги) фундамента с левосторонней для ССВ (20-30º) сдвигов кинематикой, совпадают с сечением максимальных главных тангенциальных напряжений;

б) оперяющие разломы горизонтальных сдвигов фундамента – ранние сколовые нарушения фундамента (ВСВ 60-80º), выраженные в чехле системой оперяющих кулис с комбинированной сдвиговой и сбросовой компонентой (меридиональная транспрессия);

в) трещины отрыва и сбросы поздней генерации (ССЗ 330-350º) – безамплитудные (малоамплитудные) открытые системы трещин, локализованные на выступах фундамента в створе максимальных сжимающих напряжений.

II. По раскрытости и характеру гидродинамической связанности выделяются:

а) открытые субвертикальные трещины отрыва (растяжения), находящиеся в меридиональном створе вектора максимальных главных нормальных сжимающих напряжений (СЗ 330-350º);

б) закрытые трещины всех генетических типов в условиях нормального сжатия, находящиеся в широтном створе минимальных главных нормальных сжимающих напряжений (ВСВ 60-80º);

в) закрытые трещины скола и другие генетические типы трещин со сдвиговой компонентой в условиях тангенциального сжатия, находящиеся в диагональной паре максимальных тангенциальных напряжений (ССВ 20-30º).

Изучение динамики НДС земной коры необходимое условие исследований процессов фильтрации при формировании и разработке месторождений УВ. Это обусловлено, как было показано генетической связью типов (и интенсивности) трещин и разрывов различных генераций (сколы, отрывы) с ориентировкой осей напряжений. В зависимости от типа НДС земной коры максимальное число трещин в условиях растяжения (трещины отрыва) образуется в сечении, параллельном площадкам действия максимальных главных сжимающих σ1 и средних σ2 напряжений, минимальное число трещин в ортогональном сечении (в условиях сжатия). Таким образом, результаты реконструкций НДС земной коры МБТ и выполненные классификации позволили дифференцировать трещинные системы по раскрытости и относительной проницаемости для фильтрации нефти к забоям скважин. Ниже приводятся практические следствия выполненных реконструкций, визуализированные на рис.5.

Разломы и трещины широтного простирания ориентированы ортогонально максимальным напряжениям сжатия, максимально нагружены и закрыты. Разломы и трещины субмеридионального простирания ориентированы ортогонально минимальным напряжениям сжатия (максимальным напряжениям растяжения), максимально раскрыты и проницаемы для фильтрации нефти. Разломы и трещины диагональной ориентировки находятся в условиях тангенциального сжатия (по абсолютной величине меньше нормальной составляющей сжатия) и характеризуются промежуточными значениями раскрытости. Учитывая, что по диагональным разломам происходят горизонтальные движения, они сильно деформированы, возможно кальматированы и вероятно залечены.

С учетом выполненных реконструкций ориентировка преимущественно открытых и эффективных для фильтрации трещинных систем связана с субмеридиональным сечением вектора максимальных нормальных сжимающих напряжений. В этот азимутальный створ попадают трещины скола ранней генерации и трещины отрыва поздней генерации. Трещины скола ранней генерации представлены кулисами оперения сдвигов фундамента и на этапе формирования сбросовой компоненты (в условиях проявления синхронных восходящих движений блоков фундамента) находились в условиях раскрытия и служили основными каналами вертикальной миграции УВ при формировании залежей нефти. Сегодня в условиях релаксации начальных сверхгидростатических давлений эти разломы непроницаемы и служат экранами для залежей олигоцена и миоцена.

Трещины отрыва поздней генерации, открытые и эффективные для фильтрации флюидов, находятся в том же меридиональном створе, что и ранние трещины скола, но плохо идентифицируются сейсморазведкой 3D. Трещины отрыва представлены непротяженными безамплитудными (малоамплитудными) и открытыми вертикальными трещинами, группирующимися в линейные зоны на участках ундуляции осей складок и выступах блоков фундамента на участках проявления максимальных растягивающих напряжений. Их прогнозирование возможно по ряду косвенных структурных признаков на основе изучения трещиноватости новейшей генерации и моделирования НДС горных пород.

Рис.5. Месторождение Белый Тигр. Тектонофизическая и флюидодинамическая (векторная) интерпретация разломов фундамента и осадочного чехла (а) и реконструкции осей главных нормальных и касательных напряжений для сдвигового типа НДС земной коры позднекайнозойского (плиоцен-четвертичного) этапа развития структуры и формирования залежей нефти (б).
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 09:26:15 pm
ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПОДТВЕРЖДЕНИЯ ДОСТОВЕРНОСТИ РЕКОНСТРУКЦИЙ НДС

Приведем некоторые данные, подтверждающие наши выводы по генезису и строению трещинных систем в фундаменте МБТ.

О ПРОСТИРАНИИ ДАЙКОВОГО ПОЯСА МБТ.

Для интрузивных массивов шельфа Южного Вьетнама характерно наличие даек эффузивных пород. По данным [1] на МБТ отдельными скважинами вскрыты дайки толщиной до 10 м и более, или системы даек. Такие мощные дайки, вероятнее всего, являются корнями олигоценовых вулканов, образовавших лавовые покровы на поверхности фундамента и в разрезе терригенной толщи олигоцена. Более мелкие дайки могут быть связаны с проявлением трещинного вулканизма. Для изучения площадного развития трещинного вулканизма, как одного из элементов неоднородности гранитоидного массива, был использован коэффициент интенсивности трещинного вулканизма (α), равный отношению в разрезе скважины суммарных толщин даек (Нэф) к вскрытой толщине гранитоида (Н): α = Нэф/Н ×100 м. На карте по величине α выделяется ряд участков максимальных значений коэффициента α, которые объединяются в единую зону, пересекающую массив с севера на юг (скв. 80, 88, 918, 914, 405, 409, 424) примерно под углом 45° к основной системе разломов. К этой же зоне приурочены и основные «окна», по которым происходит слияние верхней и нижней зон развития коллекторов в гранитоидном массиве. Высокие значения коэффициента α отмечаются также в районе скважин 415, 423, 409, 435, 430, 405, 914, 910, 918, 809, 88, 81, 80, 803, 813, 445. Участки интенсивного развития трещинного вулканизма хорошо согласуются с зонами максимальной продуктивности на месторождении. Распространяясь под углом ~45° к основным системам разломов, зона повышенных значений α практически контролируется системами второстепенных разломов, что указывает на различный возраст заложения картируемых сейсмикой разломов. Очевидно, что основные разломы имеют более древнее заложение относительно второстепенных разломов, образование или обновление которых произошло в олигоценовое время и с которыми связаны процессы проявления трещинного вулканизма [1].

Комментарий.

Определения толщины даек по данным ГИС, не имея данных об углах пересечения их скважиной нельзя считать строгими. При вертикальном падении даек, пересечение их наклонными скважинами будет давать завышение значения толщин даек (Нэф) и тем большее, чем ближе проекция скважины к вертикальной.

Под понятием второстепенных разломов завуалированы выделяемые нами новейшие трещины отрыва и малоамплитудные разрывы растяжения (сбросы), связанные с сечением (плоскостью) максимальных и средних нормальных напряжений σ1σ2.

Образование (обновление) второстепенных разломов связывается с олигоценом, что на наш взгляд завышает возраст проявления трещинного вулканизма. Проявление трещинного вулканизма и образование лавовых покровов (внутрипластовых траппов) на поверхности фундамента и, главное, в разрезе терригенного олигоцена, нужно скорее связывать с миоцен-плиоценовым этапом тектонической активности (завершающие фазы альпийского и неотектонического этапа) площади, а не со спокойным этапом прогибания и накопления отложений терригенного олигоцена и нижнего миоцена.

Независимо от этих комментариев, участки максимальных значений коэффициента α (коэффициент интенсивности трещинного вулканизма – является мерой интенсивности растяжения и проницаемости земной коры на этапе формирования комплекса малых интрузий), объединяющиеся в единую зону и пересекающие гранитоидный массив с севера на юг под углом ~45° к основной системе разломов, совпадают с картируемыми нами в осадочном чехле новейшими разломами ССЗ простирания. При сколовой природе основных разломов северо-северо-восточного простирания (ССВ 20-40°), угол ~45° равен углу скола и образует биссектрису острого угла для системы сопряженных сколов с субмеридиональной ориентировкой оси максимальных главных сжимающих напряжений (Рис.3,4).

О ПРОСТИРАНИИ ОСЕЙ НАПРЯЖЕНИЙ.

По данным [2] азимутальная ориентация даек позволяет установить пространственное расположение осей главных нормальных напряжений и выделить области, запрещенные для положения осей σ1 (наибольшее из растягивающих или наименьшее из сжимающих) и σ3 (наименьшее из растягивающих или максимальное из сжимающих). У авторов принята противоположная нашей индексация осей напряжений. В пределах батолита МБТ базальтовые интрузии (дайки) были установлены по отрицательным значениям коэффициента отражений и подтверждены низкими амплитудами на кривых акустического каротажа, аномалиями естественной радиоактивности и плотности в скважинах вскрывших интрузии. В.В.Поспелову и О.А.Шнип «… удалось трассировать пояс наиболее вероятной концентрации дайкового роя в направлении с северо-востока на юго-запад (20°…200°) вдоль основных разломов FI, II. По-видимому, в период окончательного формирования батолита как геологического тела именно в этом направлении наиболее активно проявились напряжения сжатия и следующие за ними периоды релаксации».

Комментарий.

В вариантах интерпретации В.А.Кошляк [1] и В.В.Поспелова, О.А.Шнип [2], получены различные решения в отношении простирания дайкового пояса (трещинного вулканизма): ССЗ 340° и ССВ 20° соответственно, отличающегося на ~45°. Простирание ССВ 20° вдоль разломов фундамента (FI, II) связано с устойчивым во времени (Mz-Kz) проявлением максимальных касательных напряжений, идентифицируется главными сдвигами по фундаменту и не может отвечать проницаемому сечению трещин отрыва, связанному с плоскостью максимальных и средних нормальных напряжений σ1σ2. В противоположность этому, сечение ССЗ 340°, связываемое [1] с простиранием дайкового пояса и трещинного вулканизма, в пределах МБТ совпадает с проницаемым сечением мезозойского вулканизма (многоактное формирование плутонических тел различной основности), позднекайнозойского базальтового вулканизма (формирование комплекса малых интрузий), гидротермальной деятельности (формирование разнотемпературного комплекса гидротермальных минеральных ассоциаций) и плиоцен-четвертичного нефтяного диапиризма (формирование залежей нефти). Длительное функционирование проницаемого сечения ССЗ 340° является следствием устойчиво-го положения (повторяемости) поля напряжений в пределах МБТ.

ПЕТРОТИПЫ И МОРФОЛОГИЯ ИНТРУЗИВНОГО ТЕЛА.

Для выяснения простирания проницаемых сечений в фундаменте МБТ важную информацию можно почерпнуть при правильной интерпретации карты распространения петротипов фундамента (Рис.3). Как известно, породы фундамента МБТ характеризуются значительной петрографической неоднородностью. Особенно большой пестротой отличается Северный блок, включающий граниты, гранодиориты, адамеллиты, кварцевые монцодиориты, кварцевые диориты, и диориты. Центральный блок сложен преимущественно гранитами и в петрографическом отношении представляет собой достаточно однородное образование. Южный свод представлен гранитами, гранодиоритами и кварцевыми монцодиоритами (Арешев, Донг, Киреев, 1996; Гаврилов, 2001).

По результатам петрографического изучения в фундаменте МБТ выделяются три группы плутонических пород с преимущественным развитием: 1) гранитов; 2) гранодиоритов; 3) кварцевых амфибол-биотитовых монцодиоритов и диоритов (Рис.3). Распространение этих групп плутонических пород фундамента связывается соответственно с Центральным, Южным и Северным блоками МБТ.

По результатам радиологических определений и петрографического анализа в составе пород фундамента МБТ различают три разновозрастных интрузивных магматических комплекса: Хон-Хоай (триасовый возраст), Дин-Куан (юрский возраст) и Ка-На (меловой возраст). Комплекс Ка-На, пред-ставленный гранитами, слагает практически весь Центральный блок и лишь фрагментами Северный блок. Комплекс Дин-Куан, сложенный преимущественно гранодиоритами, распространен в западной части Северного блока, а комплекс Хон-Хоай, представленный кварцевыми амфибол-биотитовыми монцодиоритами и амфибол-биотитовыми диоритами, занимает восточную часть Северного блока. Примечательно, что распространение интрузивных комплексов совпадает с определенными полями развития различных групп пород согласно содержанию кремнезема – основного петрохимического классификационного параметра. Комплекс Ка-На совпадает с кислыми, комплекс Дин-Куан – с умеренно-кислыми и комплекс Хон-Хоай – со средними породами.

Комментарий.

На фоне закономерностей возрастного и петрографического районирования по-род фундамента, совершенно очевидно телескопическое строение и вложенность трех временных систем внедрения плутонических тел, имеющих различный возрастной и петрографический состав (Рис.3). С учетом глубины денудационного срезания наиболее приподнятой центральной апикальной части плутонического тела, в пределах Центрального блока вскрывается наиболее глубокий и молодой комплекс Ка-На (мелового возраста), погруженный и последовательно перекрытый на крыльевых и периклинальных погружениях выступа фундамента более древними комплексами Дин-Куан (юрского возраста) и Хон-Хоай (триасового возраста). Характеризуясь наименьшей температурой плавления, гранитовый комплекс Ка-На завершает плутоно-магматическую фазу функционирования мантийного очага. В кайнозое унаследованность в функционировании мантийного очага проявляется главным образом в гидротермальной деятельности, определившей характер строения и нефтенасыщения порово-трещинного пространства фундамента МБТ.

Учитывая существенное влияние глубины эрозионного среза на полноту и площадное распространение различных петротипов фундамента, видимая зональность является в значительной степени искаженной денудационными процессами и значительной амплитуды сдвиговыми деформациями. Даже в этих условиях, наблюдая всего лишь фрагмент батолита ограниченной площади, мы можем расшифровать зональность распространения различных петротипов фундамента. Во-первых, очевидна срезанность апикальной части батолита, связанной со сводовой частью Центрального и Северного блоков фундамента МБТ; во-вторых, видно трехслойное строение вскрытого эрозией и скважинами батолита и; в-третьих, зональность распространения различных петротипов фундамента также указывает на близмеридиональное (ССЗ) простирание длинной оси батолита, северное крыло которого срезано ССВ сдвигом и смещено за пределы площади работ 3D (Рис.3).

О СООТНОШЕНИИ ВЕЛИЧИН КОЭФФИЦИЕНТА ПРОНИЦАЕМОСТИ.

Соотношение величин коэффициента проницаемости и, соответственно осей анизотропии проницаемости, вдоль горизонтальных осей в сечениях Х и Y без знания соотношения величин боковых давлений оценить невозможно. По Е.М.Смехову (1962) для анизотропного трещинного коллектора проницаемость вдоль и вкрест ортогонально ориентированных систем трещин может отличаться на порядок. А по данным У.Файф и др. (1981) при оживлении разломов вертикальная проницаемость разреза увеличивается на три порядка. При гидроразрыве пласта проницаемость трещин увеличивается на 10 порядков. Эти и другие факты требуют дифференцированного подхода при оценке проницаемости трещинных систем различной ориентировки. Таким образом, порядок величин коэффициента анизотропии проницаемости в различных сечениях может составлять от 1:10 до 1:10 в степени 10.

По результатам гидропрослушивания скважин фундамента месторождения Белый Тигр (В.Ф.Штырлин, 2004), диапазон величин скоростей импульса составляет от 29,6 до 136,6 м/час. По этим замерам неоднородность пласта в разных направлениях может достигать 1:4,5 (по исследовани-ям 1993 года это отношение составляло 1:3).

Дополнительное косвенное представление о величине коэффициента анизотропии проницаемости трещинного коллектора дает отношение длинной (50,0 км) и короткой (12,5 км) осей депрессионных впадин проседания осадочного чехла, как деформационных структур растяжения над выступом фундамента. Значение 4,0 находится между 3,0 и 4,5 и дает независимую и близкую к реальной величину коэффициента проницаемости и анизотропии трещинного коллектора.

Прямое представление о величине коэффициента анизотропии проницаемости трещинного коллектора дает отношение длинной (35,0 км) и короткой (7,0 км) осей между крайними продуктивными скважинами (скв.90-7001 и скв.479-478), как соотношение длинной и короткой осей разведан-ной части залежи фундамента. Значение 5,0 близко к реальной величине коэффициента анизотропии проницаемости трещинного коллектора для Центрального блока, хотя представляется заниженным для северной и южной части в силу неразведанности месторождения. По совокупности этих данных можно утверждать, что коэффициент анизотропии проницаемости трещинного коллектора для фундамента месторождения Белый Тигр доказательно составляет величину 1:5 и предположительно может достигать величины 1:10. При этом величина коэффициента анизотропии проницаемости будет увеличиваться от центральной части месторождения (1:5) к его периклинальным частям от 1:7 для Северного блока до 1:12 для Южного блока. Результаты гидропрослушивания скважин фундамента (В.Ф.Штырлин, 2004) подтверждают наши выводы и о простирании проницаемых систем трещин (ССЗ 340-350° – ЮЮВ 160-170°). Максимальная скорость гидродинамического импульса между возбуждающими и реагирующими скважинами составляет 136,6 м/час и отвечает паре скважин 405-406, азимут простирания между которыми ССЗ 340°– ЮЮВ 160°.

Таким образом, анализ фактических и опубликованных данных подтверждает наши представления и выводы по преобладающему простиранию проницаемых сечений трещинных систем для резервуара нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр. Данные о простирании дайкового пояса месторождения Белый Тигр, закономерности возрастного и петрографического районирования пород фундамента и морфология интрузивного тела, локализация гидротермальной деятельности и залежи нефти на теле фундамента, свидетельствуют о длительном функционировании проницаемого сечения ССЗ 340°-ЮЮВ 160° вследствие устойчивого положения (повторяемости) регионального поля напряжений в пределах месторождения Белый Тигр. По совокупности данных можно предполагать, что коэффициент анизотропии проницаемости трещинного коллектора для фундамента МБТ доказательно составляет величину 1:5 и предположительно может достигать величины 1:10. При этом величина коэффициента анизотропии проницаемости может увеличиваться от центральной части месторождения (1:5) к его периклинальным частям от 1:7 для Северного блока и до 1:12 для Южного блока.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

По результатам анализа трещинных систем и реконструкциям напряженно-деформированного состояния пород фундамента МБТ выполнен прогноз проницаемых сечений и решены частные вопросы изучения количественных параметров трещинных систем.

1. Восстановлено распределение осей для палеонапряжений и напряжений новейшего этапа формирования структуры и трещинных систем МБТ для рифтового, надвигового и сдвигового типов НДС земной коры.

2. Выполнена генетическая классификация трещин и разломов МБТ.

3. Выполнена классификация по относительной раскрытости и характеру гидродинамической связанности трещинных систем фундамента МБТ.

4. Полученные результаты служат основой построения гидродинамической модели залежи нефти на основе полученных данных о неоднородности фильтрационных свойств трещинных кол-лекторов в фундаменте МБТ.

Литература

1. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. – Уфа: Тау, 2002. - 256 с.

2. Поспелов В.В., Шнип О.А. О роли интрузий в реконструкции полей напряжений и разгрузки в кристаллическом фундаменте. – Тезисы докладов 2-й Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов», том 2. M., 2004, c. 164-165.

3. Тимурзиев А.И. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах (на примере Южного Мангышлака) // Геология нефти и газа. 1985. №1 c.9-16.

4. Тимурзиев А.И. Обоснование структурно-геоморфологического метода прогноза локальных зон новейшего растяжения. – Советская геология, №1, 1989, c.69-79.

5. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов на основе реконструкций напряженно-деформированного состояния земной коры по результатам интерпретации сейсморазведки 3D. - Доклады конференции к 75 летию ВНИГРИ. СПб, ВНИГРИ, 2004, c.128-139.

6. Тимурзиев А.И. Реконструкции напряженно-деформированного состояния горных пород по результатам интерпретации сейсморазведки 3D (на примере Еты-Пуровского месторождения) // Доклады VIII международной конференции. М. РГГРУ. 2007. с. 355-358.

7. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора. Геофизика, №3, 2008.

8. Тимурзиев А.И. Кинематика и закономерности ориентировки разрывных нарушений и осей напряжений осадочных бассейнов Северного полушария.- Отечественная геология, 2009, №6, с.52-59.

9. Тимурзиев А.И. Анализ трещинных систем осадочного чехла и фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). - Экспозиция нефть-газ. 5Н (11) октябрь 2010, с.11-20.

   

Источник: Тимурзиев А.И. Реконструкции напряженно-деформированного состояния и прогноз проницаемых сечений для пород фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Экспозиция нефть-газ. 6Н (12) декабрь 2010, с.6-13.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_67.pdf.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 09:55:40 pm
ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР


При использовании приведенных здесь и далее материалов по МБТ необходима ссылка на опубликованную статью: Тимурзиев А.И. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР. Экспозиция нефть-газ. 2Н (14) октябрь 2011, с.33-40.

Аннотация. На примере залежи нефти гранитного фундамента месторождения Белый Тигр (МБТ) обсуждаются результаты авторских исследований по изучению и анализу трещинных систем для прогноза фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов (ФНТК) нефти и газа. Рассмотрены факторы, определяющие ФНТК и геолого-физические основы прогнозирования параметров ФНТК. Показано, что проблема изучения и геометризации трещинных коллекторов лежит не столько в плоскости возможностей сейсморазведки 3Д по созданию структурно-параметрической модели залежи, сколько в возможностях реконструкций НДС горных пород и построения геомеханической и кинематической модели залежи. Трехмерная геомеханическая и кинематическая модель, описывающая тензорное распределение напряжений/деформаций и абсолютной проницаемости трещинных коллекторов является единственной альтернативой структурно-параметрической модели, традиционно принятой для пластовых залежей в качестве основы для построения геологической и гидродинамической модели. Основой работ в рамках разрабатываемой автором «технологии управления трещиноватостью» служит структурно-кинематический и динамический анализ трещинных систем. Изучение трещин от их геометрических характеристик для определения сил, ответственных за конечные деформации и деформационный процесс трещинообразования – ключ к построению трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора. Обсуждаются проблемные вопросы изучения ФНТК фундамента и пути их решения, связанные с поиском сейсмических признаков проницаемых трещин и разломов и изучением НДС пород фундамента методами математического моделирования.

ВВЕДЕНИЕ.

Опыт показывает, что проблема определения параметров фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов (ФНТК) в рамках геометризации и построения гидродинамической модели залежи с трещинными коллекторами не решается стандартными процедурами геологического моделирования, а сводится к созданию трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного резервуара на основе геометрического и кинематического анализа трещинных систем, реконструкций напряженно-деформированного состояния (НДС) горных пород и объемного тензора напряжений (в пределе объемного тензора абсолютной проницаемости).

В условиях резкой анизотропии трещинного коллектора относительно его фильтрационных свойств, практикуемые площадные системы разработки заведомо неэффективны и необходим переход на несимметричные и ориентированные рядные системы с приведением ориентировки рядов и стволов наклонно-направленных скважин в соответствие с законами векторной флюидодинамики (направлением пластовых фильтрационных токов), определяемых в свою очередь законами геомеханики и тензорной геодинамики. Работы по построению гидродинамической модели и проектированию разработки залежей с трещинными коллекторами должны обеспечивать учет главного фактора, связанного с влиянием трещиноватости на ФНТК. Только правильная трехмерная геомеханическая и кинематическая модель трещинного резервуара, позволяет создать достоверную гидродинамическую модель и эффективно разрабатывать залежь. Как было показано в предыдущих работах в основе по-строения геологической и гидродинамической модели залежи – структурно-кинематический анализ трещинных систем и реконструкции НДС (тип и ориентировка осей напряжений) горных пород [6,7], как составные элементы «технологии управления трещиноватостью» [7].

ТЕРМИНОЛОГИЯ И ПОНЯТИЯ.

Технология управления трещиноватостью - термин, предложенный нами для использования в качестве понятия, включающего возможности решения обратных задач проектирования положения и дизайна поисково-разведочных и эксплуатационных скважин (включая дизайн ориентированных скважин и боковых стволов), систем разработки и под-держания пластового давления (ППД), гидроразрыва пластов (ГРП) и других геолого-технических мероприятий (ГТМ), включая оптимальную технологию воздействия на пласт при бурении скважин, на основе знаний о параметрах трещиноватости продуктивных резервуаров.

В соответствии с генетической классификацией Е.М.Смехова коллектора нефти и газа делятся на два основных класса [5]. Класс простых коллекторов включает поровый и трещинный типы. Класс сложных (смешанных) коллекторов включает порово-трещинный (каверново-порово-трещинный) и трещинно-поровый (трещинно-каверново-поровый) типы. Далее для удобства коллектора класса сложных и трещинный тип класса простых коллекторов, мы будем называть трещинными коллекторами по определяющей роли трещин в формировании проницаемости этих коллекторов. Класс сложных коллекторов и трещинный тип класса простых коллекторов увязывается Е.С.Роммом [3] с трещинно-капиллярной моделью кол-лектора, которая в работах Г.И.Баренблатта и Ю.П.Желтова (1960), Т.Д.Голф-Рахт (1986), В.О.Викторина (1988), В.М.Добрынина (1970), Ф.И.Котяхова (1977), В.Н.Майдебора (1971), Е.М.Смехова (1961) и др. ассоциируется с системой двух совмещенных (вложенных одна в другую) пористых сред или с моделью «двойной пористости» в терминологии современных отечественных и зарубежных геологов, петрофизиков и гидродинамиков.

Как правило, трещинно-капиллярная модель коллектора (модель «двойной пористости») наделяется одной, двумя или тремя взаимно перпендикулярными системами трещин, с разными густотами и раскрытиями и анизотропными свойствами по проницаемости, вложенными в однородную не-проницаемую (низкопроницаемую) матрицу с различной пористостью. При условно нулевой пористости матрицы имеет место чисто трещинный тип (модель) коллектора.

Матрица и трещины наделяются различными свойствами по пористости, проницаемости, насыщенности, сжимаемости и т.д. К основным свойствам трещин, имеющим промысловое значение и характеризующим способность трещинного коллектора отдавать нефть (до 99% которой находится во вторичных пустотах: порах и кавернах) и количественное выражение этой способности (продуктивность скважин) относятся: ориентировка (простирание) трещин в пространстве (1), раскрытие (просветность) трещин в системе (2), густота трещин основных систем (3) и наклон (угол падения) трещин. Тектонические трещины в горной породе располагаются не хаотически, а образуют определенные системы. Эта системная пространственная организация трещин обеспечивает важнейшее свойство трещиноватой породы – анизотропность трещинных коллекторов относительно ее фильтрационных свойств. При этом раскрытие трещин в пределах одной системы мало отличается друг от друга и с достаточной точностью может быть принято постоянным [3].

По общепринятым представлениям трещинно-капиллярная модель («двойной пористости») со-стоит из пористой низкопроницаемой матрицы, рассеченной проницаемыми трещинами с низкой пористостью. Для математического моделирования и гидродинамических расчетов принято выделять изотропную трещинную среду, характеризующуюся равенством главных значений тензора трещин-ной проницаемости (бессистемная или хаотическая трещиноватость, три взаимно перпендикулярные системы трещин) и анизотропную трещинную среду, характеризующуюся трехосным тензором трещинной проницаемости (одна система трещин (горизонтальных или вертикальных), две взаимно перпендикулярные и вертикальные системы трещин). В работе [3] показано, что трещинно-капиллярная модель изотропной и анизотропной трещиноватой породы позволяет связать геометрию трещин с пористостью и проницаемостью для всех случаев геометрии трещиноватости для модели фильтрации в горизонтальной и вертикальной плоскости. Более того, показано, что трещинно-капиллярная модель, характеризующаяся тремя взаимно перпендикулярными системами трещин (одна из которых горизонтальная) с равными густотами и раскрытиями обладает изотропными свойствами по проницаемости. Модель трещиноватой среды с бессистемной или хаотической трещиноватостью вообще аналогична пористой среде [3]. В таком представлении роль трещин как основных транспортных путей фильтрации флюидов, определяющих анизотропность трещиноватой среды относительно ее фильтрационных свойств, теряет свое содержательное значение, поскольку подавляющее большинство трещинных коллекторов характеризуется системной (три взаимно перпендикулярные системы) или хаотической (более трех систем) трещиноватостью в той или иной степени.

Наши представления на модель трещинного коллектора отличаются небольшой, но важной де-талью. Трещинно-капиллярная модель трещиноватой породы состоит из двух вложенных сред.

1) Матрицы низкопористой (известняк, мрамор, гранит, др.) или высокопористой (мел, оолитовый известняк, др.), низкопроницаемой, изотропной, несжимаемой, водонасыщенной (связанная во-да). В зависимости от первичной пористости матрицы следует выделять трещинно-капиллярную (высокопористая матрица) и трещинную (низкопористая матрица) модели, но в обеих моделях матрица является низкопроницаемой средой, исключающей свободную фильтрацию флюидов.

2) Трещин (от микро- до макротрещин), от хаотических (диагенетических, седиментационных) до системных (дислокационных, тектонических), залеченных (кальматированных, непроводящих, непроницаемых, несжимаемых) и открытых (нефтегазонасыщенных, проводящих, проницаемых, сжимаемых). Эта низкокоемкая (менее 1%) среда в моделях трещинного коллектора (трещинно-капиллярная или трещинная модель) является высокопроницаемой транспортной сетью коллектора, определяющей фильтрацию флюидов к забоям скважин.

Отличительной особенностью нашей модели является ограничение на возможность фильтрации флюидов одной плоскостью объемного тензора напряжений, совпадающей с плоскостью, образуемой осями максимальных и средних главных нормальных сжимающих напряжений (σ1σ2)  новейшего (современного) стационарного поля. В работе принято следующее правило расстановки знаков осей напряжений: сжимающие напряжения имеют положительный знак. Положение и индексация осей напряжений (Ргор = σmax = σ1; Рбокmax = σavr = σ2; = Рбокmin = σmin = σ3) характеризуют сбросовый тип поля напряжений. Преимущественно трещины, совпадающие с этим сечением (допустим разброс от оси на величину половины угла скола), могут быть открытыми и формировать проницаемую среду (трещинную проницаемость) и направленные фильтрационные потоки в низкопроницаемой матрице трещинного коллектора. Все остальные системы трещин, ортогональные (совпадают с осями σ1σ3 и σ2σ3) и диагональные (совпадают с касательными напряжениями τi на восьми площадках, одинаково наклоненных ко всем осям нормальных напряжений), по отношению к плоскости σ1σ2 находятся в неблагоприятных условиях нагружения и являются непроницаемыми.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 10:07:33 pm
ПРОБЛЕМАТИКА ВОПРОСА.

Все породы в той или иной степени трещиноваты и разбиты системами трещин на разноранговые блоки первичной делимости. Но не все трещины являются проницаемыми в настоящее время и представляют промысловый интерес для формирования фильтрационной среды трещинных коллекторов нефти и газа.

Ведущая роль тектонической трещиноватости в формировании проницаемости трещинных коллекторов, по которой развивается вторичная (эпигенетическая) пустотность, не вызывает сомнений у специалистов. Однако существующие представления о количественном распределении и раскрытости трещин различных систем (вертикальных - в, наклонных - н, горизонтальных - г), основанные на данных бурения вертикальных скважин, описании керна и анализе шлифов, построены на точечных одномерных наблюдениях трехмерного пространства геологических тел и не отражают истинную объемную картину распространения трещин и их параметров на глубине.

Методы исследований неориентированного керна, отобранного из вертикальных или наклонных скважин, не позволяют получить объективное заключение об относительной густоте и раскрытости развитых на глубине разноориентированных трещинных систем по следующим причинам:

▪ вертикальные скважины пересекают преимущественно горизонтальные и в меньшей степени наклонные системы трещин;

▪ вероятность встречи вертикальной скважиной вертикальных трещин минимальна и снижается с уменьшением густоты их распространения от микротрещин к макротрещинам;

▪ в неориентированном керне скважин любой ориентировки невозможно определить простирание единичных трещин и трещинных систем;

▪ доступные наблюдениям в скважинах и исследованиям в лабораторных условиях трещины представлены узким классом микротрещин (мезо- и мегатрещины, а тем более отдельные плоскости разломов и зоны их пересечения являются редкими и уникальными образцами керновой коллекции);

▪ доступные наблюдениям в скважинах и исследованиям в лабораторных условиях трещины представлены в подавляющем большинстве случаев непроницаемыми, залеченными трещинами, суждения по которым о густоте распространения и раскрытости открытых трещин неправомерны;

▪ доступные наблюдениям в скважинах и исследованиям в лабораторных условиях открытые трещины представлены в ряде случаев искусственными трещинами разрушения в процессе бурения и трещинами разгрузки от перепада давления на забое и на устье скважины.

Известный факт отражения в образцах керна преимущественно залеченных микро-, мезо- и макротрещин, а из открытых – микротрещин, ставит под сомнение адекватность лабораторных определений трещинной проницаемости реальным природным условиям фильтрации флюидов в пласте. Очевидно, что эти определения могут рассматриваться не более как точечные наблюдения фоновых значений параметра, которые нуждаются в уточнении с помощью введения поправочных коэффициентов на проницаемость мезо- и макротрещин. Часто отсутствие связей между пористостью и проницаемостью, а также невозможность интерполяции точечных определений по керну в межскважинную область и на объем залежи в целом, не позволяет доверять фильтрационным моделям, основанным на лабораторных определениях трещинной проницаемости. Все эти и другие ограничения затрудняют создание достоверной модели трещинного коллектора по результатам исследований керна.

Методы ГИС, хотя и расширяют масштаб исследований трещин в скважинах, предоставляют точечные наблюдения (в отличие от керна, по которому получают точечные по объему данные) и далекую от реальной, картину объемного распределения трещин в межскважинном пространстве. Охватывая большие интервалы разреза, данные ГИС при вертикальном падении трещин не обеспечивают прирост информации в горизонтальной плоскости. Результаты прогноза параметров трещинных коллекторов в межскважинном пространстве чаще определяются не исходными данными, а методами интерпретации ГИС и принятой модели пустотного пространства коллектора, качеством сейсмических данных и методами интерполяции, которые заведомо несут элемент субъективизма.

Современная сейсморазведка, даже в реализации методики 3D, также малоэффективна при картировании проницаемых трещинных систем, геометризации и прогнозировании количественных параметров неоднородности трещинного коллектора. В условиях изотропной сейсмически немой среды гранитного массива, ни атрибуты сейсмического поля, ни упругая инверсия (AVO) не обеспечивают достоверного прогноза проницаемых зон. Причина в том, что объект исследований (единичные от-крытые трещины и зоны их группирования) меньше разрешающей способности метода, а при известной величине пористости трещин (1%) трещинных коллекторов, прогноз их по признакам насыщения не отличается от поиска иголки в стоге сена. Стандартный подход, основанный на картировании крупных зон разломов внутри фундамента, себя не оправдывает, так как высокоамплитудные разломы, выделяемые по сейсмическим материалам в подавляющем большинстве случаев непроницаемы (залечены) и, как будет показано ниже, не контролируют продуктивность скважин.

В то же время известно, что простирание и угол наклона трещин оказывает существенное влияние на их раскрытость и проницаемость, на процессы вытеснения и фильтрации нефти в пласте. Так, по экспериментальным исследованиям кернов скважин из гранитной залежи МБТ (НИПИморнефтегаз, 2000), на моделях с вертикальными трещинами (по сравнению с горизонтальными) отмечается устойчивое смещение кривых фазовых проницаемостей и прирост коэффициента вытеснения нефти. По Е.М.Смехову [5] для трещинного коллектора проницаемость вдоль и вкрест ортогонально ориен-тированных систем трещин может отличаться на порядок. По данным У.Файф и др. (1981) при оживлении разломов вертикальная проницаемость разреза увеличивается на три порядка, а трещины ГРП увеличивают проницаемость пластов (за счет трещинной проницаемости) на 10 порядков! Эти и другие факты требуют дифференцированного подхода и учета при оценке проницаемости трещинных систем различной азимутальной ориентировки и падения, возраста и генетического типа трещин.

Отсутствие данных о пространственной организации трещинных систем не позволяет построить достоверную геологическую модель залежи. Учет геометрии и ориентировки трещин важная, но не единственная задача этапа построения гидродинамической модели трещинного коллектора. Важнейшей составной изучения ФНТК является дифференциация трещин по степени их раскрытости и проницаемости в зависимости от ориентировки по площади и по разрезу трещинных систем.

В этой основной задаче решению подлежат три самостоятельные подзадачи:

1. дифференциация трещинных систем по генетическим типам (сколы и отрывы);

2. дифференциация валовой трещиноватости на открытую и залеченную трещиноватость;

3. дифференциация разноориентированных трещинных систем (вертикальных, горизонтальных и наклонных) по относительной раскрытости и проницаемости.

При построении гидродинамической модели залежи с трещинными коллекторами преобладают подходы, когда для определения параметров ФНТК учитывается вся регулярная и нерегулярная (хаотическая) сеть трещин независимо от:

▪ возрастных генераций (от ранних диагенетических до поздних дислокационных трещин) в соотношении с тектонической эволюцией процессов трещинообразования;

▪ характера заполнения трещинного пространства (открытые, нефтенасыщенные и минерализованные трещины) в соотношении со стадийностью аутигенного минералообразования и с учетом раскрытости трещин в условиях господствовавших палеонапряжений и современных напряжений;

▪ углов падения и ориентировок в вертикальной плоскости (вертикальные, горизонтальные, наклонные) в соотношении с распределением по разрезу вертикального (Ргор) и боковых (Рхбок, Рyгор) горных давлений, а также пластовых давлений (Рпл) насыщающих флюидов (эффективных давлений);

▪ азимутов простирания трещинных систем и относительной раскрытости трещин различных систем в горизонтальной плоскости в соотношении с простиранием осей нефтегазоконтролирующих структур и ориентировкой осей современного поля тектонических напряжений;

▪ масштабов трещин (от микро-, мезо- и макротрещин до отдельных разломов и зон разрывных нарушений) в соотношении с законами блоковой делимости земной коры, фрактальности и вложенности разномасштабных иерархических систем трещин и разломов.

В то же время известно, что коэффициент трещинной проницаемости есть функция раскрытости трещин независимо от геометрии трещин изучаемых образцов пород. При этом доказано [3], что в зависимости от геометрии преобладающих систем трещин (одна система горизонтальных трещин, одна система вертикальных трещин, две взаимно перпендикулярные и вертикальные системы трещин, три взаимно перпендикулярные системы трещин, одна из которых горизонтальна, нерегулярная хаотическая сеть трещин) и направления фильтрации (фильтрация в горизонтальной или вертикаль-ной плоскости), коэффициент трещинной проницаемости имеет различные численные значения и аналитические формы связи и может изменяться на несколько порядков (от нуля до бесконечности).

Рассмотрим геологические факторы, определяющие ФНТК, геолого-физические основы и не-которые подходы к обоснованию и прогнозированию параметров ФНТК.

Продолжение следует

Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 10:10:32 pm
ФАКТОРЫ, ОПРЕДЕЛЯЮЩИЕ ФНТК.

К геолого-физическим факторам, определяющим ФНТК, могут быть отнесены следующие виды неоднородности:

а) первичная латеральная литолого-фациальная неоднородность горных пород;

б) первичная вертикальная литолого-фациальная неоднородность горных пород;

в) первичная зональная петрофизическая неоднородность горных пород;

г) структурная неоднородность напластований горных пород;

д) тектоническая неоднородность (блоковая делимость) или фрагментарность (фрактальность) в строении пластовых ассоциаций (массивов) горных пород;

е) неоднородность вторичной эпигенетической измененности (зональности) горных пород;

ж) пространственно-временная неоднородность НДС пород, определяющая различия генетических типов и раскрытости разноориентированных в пространстве и во времени систем трещин.

В обобщенном виде фильтрационная неоднородность горных пород (геосреды) определяется тремя группами геологических факторов, которые поддаются классификации:

1. литолого-фациальная неоднородность горных пород – это первичная конседиментационная (доскладчатая) неоднородность породно-слоистых ассоциаций (сиквентная неоднородность);

2. структурно-деформационная (фрактально-блоковая) неоднородность – это вторичная (со-складчатая) неоднородность диcлoкaциoннoгo эпигeнeзa;

3. эпигенетическая (гидротермально-метасоматическая) неоднородность – это вторичная постседиментационная (постскладчатая) неоднородность гидpoxимичecкoгo эпигeнeзa.

Структурно-деформационная и эпигенетическая неоднородность являются наложенными на первичную фациальную неоднородность породно-слоистых ассоциаций (ответственна за неоднородность петрофизических и упруго-деформационных свойств пород) и формируют вторичные поля проницаемости и пористости. Взаимоотношения этих трех видов неоднородности динамические и во времени (геологическом) меняют картину распределения полей проницаемости и пористости.

Некоторые факторы, определяющие ФНТК, поддаются учету при проектировании разработки залежей с трещинными коллекторами. Использование сейсморазведки 3Д в комплексе с интерпретацией скважинных данных (ГИС, керн) на уровне современных возможностей атрибутного анализа, стохастической инверсии, AVO и нейрокомпьютерного моделирования, позволяют учесть первичные латеральные и вертикальные литолого-фациальные и петрофизические неоднородности горных по-род, структурную и тектоническую (блоковую) неоднородность. Не поддается полному учету на со-временном уровне технологий и знаний и, практически не учитывается на этапе проектирования раз-работки залежей неоднородность НДС горных пород, определяющая характер и степень раскрытости трещин и неоднородность вторичной эпигенетической измененности (зональности) и насыщенности трещинного коллектора. В то же время неоднородность НДС горных пород определяет анизотропию проницаемости и ФНТК, а неоднородность вторичной эпигенетической измененности пород – зональность строения трещинного коллектора и его емкостной потенциал.

В связи с влиянием геометрии трещинных систем на проницаемость пород, при построении гидродинамической модели трещинных коллекторов необходимо введение фильтра на ориентировку проницаемых систем трещин (связан с закономерностями пространственного распределения трещин в силовом поле тектонических напряжений и подчиненности их ориентировки распределению осей напряжений), а также фильтра на возрастную генерацию трещин различных систем (разделение древних залеченных и молодых открытых трещин). Главное требование – учет ориентировки осей напряжений на распределение параметров открытых трещин (азимут простирания, угол падения, раскрытость, направление роста и схлопывания при проведении ГТМ), в том числе в процессе эволюции от первичного стационарного поля к вторичному нестационарному полю напряжений, нарушенному техногенными процессами при разработке залежи.

На локальные изменения полей напряжений и формирование искусственных трещин влияют как форсированные отборы жидкости, вызывающие репрессии на пласт и смыкание трещин, так и неравномерная закачка воды, приводящая к перекомпенсации отборов, превышению забойного давления над минимальным горным давлением и искусственному гидроразрыву пластов. Эти изменения усиливаются процессами кальматации трещин солями, смолами и парафинами, выпадающими при закачке несовместимых (по химизму и термобарическим условиям) с пластовыми условиями вод и реагентов и, приводящими, как следствие, к изменению фильтрационных токов в залежи. Промышленные масштабы внедрения ГРП на месторождениях без учета неоднородности фильтрационно-емкостных и упруго-деформационных свойств и НДС пород создают вертикальную связанность с подошвенными водами и кровельным газом, приводят к объединению пластов смежных эксплуатационных объектов, к нарушению естественного фильтрационного поля пластов, обводнению фонда скважин и необходимости реанимации месторождения.

Как видим, от правильного решения обозначенных задач зависит достоверность принятой для гидродинамических расчетов геологической модели, конечная нефтеотдача и эффективность освоения месторождений с трещинными коллекторами.
Вопросы изучения ФНТК и дифференциации трещин по типам, степени их раскрытости и проницаемости в зависимости от ориентировки по площади и по разрезу трещинных систем, а также другие теоретические и практические вопросы прогнозирования ФНТК трещинных сред, изложены нами в работе [7] и заинтересованный читатель может с ними ознакомиться. Здесь же мы рассмотрим практически важные для проектирования поисково-разведочных и эксплуатационных скважин вопросы связи продуктивности скважин от геологических особенностей строения фундамента МБТ.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 10:13:57 pm
СВЯЗЬ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН С ЗОНАМИ ТРЕЩИНОВАТОСТИ ПО СЕЙСМИЧЕСКИМ АТРИБУТАМ.

Большой вклад в развитие геофизических методов прогнозирования разрывных нарушений, трещиноватости и зон дилатансии в фундаменте МБТ внесли разработки специалистов ОАО «ЦГЭ» А.Г.Авербуха, Г.Н.Гогоненкова, В.Б.Левянта, А.Л.Плешкевича, И.М.Чуриновой и др.

В основе сейсмических методов прогнозирования неоднородности трещинных сред анализ свойств волнового поля (общая энергия, локальная нерегулярность, относительный уровень высоко-частотных компонент, характеристика рассеянной компоненты сейсмического поля и др.) и сейсмических атрибутов (упругие импедансы, кубы деструкции, когерентности и др.) с использованием программ кокрайкинга и геостатистической инверсии на основе симуляционного аннилинга, про-грамма 3D глубинной сейсмической миграции до суммирования, применение специализированных интерпретационных режимов f-x-y фильтрации, другие приемы анализа сейсмических атрибутов отражения от структурных неоднородностей на поверхности и внутри фундамента.

Суммирование опыта применения приемов сейсмической интерпретации и прогнозирования неоднородностей трещинных сред отражено в недавно изданных методических рекомендациях по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов на примере карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа [2]. Логика развития современной нефтяной геологии определяет технологический перекос в развитии методов прогнозирования трещиноватости в ущерб генетическому подходу, основанному на комплексном геолого-физическом осмыслении данных геолого-геофизических, дистанционных и других методов исследований. Подтверждением сказанному служат издания многочисленных работ, основанных исключительно на сейсмических методах изучения пористых и трещинных геологических сред (например 3-х томник [4]).

Наш опыт подтверждает, что важным инструментом идентификации зон открытой тектонической трещиноватости является анализ кубов различных сейсмических атрибутов. Возможность выделения по сейсмическим атрибутам (куб когерентности, кривизн поверхности и др.) разломов и трещинных систем в осадочном чехле открывает определенные перспективы в направлении их прогнозирования в фундаменте (Рис.1.). На фоне первых положительных результатов прогноза пустотности с помощью новых технологий кокригинга и нейронных сетей (ЦГЭ, 2006), примеры хорошей сходимости высокодебитных скважин с сейсмическими признаками вертикальных трещинных зон (Рис.1), отождествляемых с проницаемыми зонами, позволяют надеяться на успехи сейсморазведки при решении задач геометризации нефтенасыщенного пространства в теле гранитного массива.

Особенностью сейсмического подхода к решению задач геометризации трещинных сред и потенциальных резервуаров нефти в фундаменте МБТ является поиск значимых (критериальных) различий физических свойств плотных массивов первичной матрицы и линейных (объемных) зон деструкции, связанных со вторичным разуплотнением и флюидонасыщением искомого пространства, в атрибутах сейсмического волнового поля. Задача не имеет однозначного решения без привлечения геологического знания, объясняющего природу этих различий на генетической основе.

Рис.1. Месторождение Белый Тигр. Положение интервалов притока по скважинам на фоне глубинного среза куба Deep Angle (кривизна поверхности). Голубая линия – кровля фундамента, горизонтальная линия – отметка 5000 м. Дебиты нефти составляют по скважинам: №8 (880-980 м3/сут); №460  (380-440 м3/сут); №437 (650-1150 м3/сут). Хорошо видна приуроченность интервалов притока нефти (зеленый) с субвертикальными трещинными зонами (черный) в атрибутах Deep Angle.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 10:17:22 pm
ЗАВИСИМОСТЬ ПРИТОКОВ СКВАЖИН ОТ РАССТОЯНИЯ ДО РАЗЛОМОВ.

На суммарной гистограмме распределения скважин с притоками и без притоков флюида в зависимости от расстояния до разломов по глубинным срезам от 3500 м до 4300 м (Рис.2) не удается обнаружить сколь либо значимое различие в продуктивности скважин от расстояния до разломов. Для обеих групп скважин имеет место логнормальное распределение с максимумом для продуктивных скважин в интервале 50-100 м, и 100-150 м – для непродуктивных скважин. При этом количество непродуктивных скважин всегда больше или равно (интервалы 250-300 м, 450-500 м) количеству непродуктивных скважин на любом расстоянии от разломов в диапазоне от 0 до 600 м (Рис.2).

Отсутствие связи (избирательности) между продуктивными и непродуктивными скважинами от расстояния до разломов указывает на независимость нефтегазоносности фундамента от высокоамплитудных сейсмических разломов и может быть объяснено двумя причинами:
1) разломы, картируемые сейсморазведкой 3D в фундаменте, являются залеченными и не влияют на продуктивность скважин;
2) по результатам интерпретации сейсморазведки 3D в фундаменте выделяются не разломы, а внутренние неоднородности другой природы.
В любом варианте выводов необходимо понять и объяснить природу этих связей (отсутствия связей), либо признать бесперспективность этого направления исследований и отказаться от поиска несуществующих связей между продуктивностью скважин и сейсмическими признаками разломов фундамента (древние, высокоамплитудные структуроформирующие разломы ССВ простирания), в том числе за счет усложнения алгоритмов и технологий поиска (нейронные сети, кокригинг и др.). Важность этого заключения определяется тем значением, которое придается этому признаку при принятии решений о заложении скважин в фундаменте МБТ.

Задача прогнозирования ФНТК состоит в том, чтобы искать сейсмические признаки мало- и безамплитудных раскрытых разломов и зон тектонической трещиноватости новейшей генерации, связанные с вертикальными проекциями картируемых в осадочном чехле молодыми разломами ССЗ простирания, вместо того, чтобы пытаться найти способы избавления от вертикальной «полосчатости» сейсмического куба и, как следствие с вертикальным распределением зон разуплотнения на прогнозных кубах пустотности, которые плохо вяжутся с моделями крутонаклонных разломов МБТ.

Независимыми определениями по результатам количественной характеристики разломов фундамента МБТ, выделенных при интерпретации сейсмического куба, подтверждается преобладание трещинных систем ССВ 20-45° простирания (более 45%). На западном крыле структуры эта система представлена взбросами и надвигами, образованными в результате регионального сжатия в период от конца раннего олигоцена до начала миоцена. На восточном крыле разломы этого же ССВ простирания представляют собой высокоамплитудные сбросы. Очевидно, что в такой интерпретации разломы восточного крыла должны быть образованы в результате регионального растяжения.

Такая характеристика кинематики и природы разломов, прямо характеризующих их проницаемость, находится в полном противоречии с продуктивностью скважин МБТ: высокая продуктивность западного крыла и низкая продуктивность восточного крыла. Для западного крыла трудно объяснить максимальную продуктивность скважин, вскрывающих на глубинах крутонаклонные разломы, которые имеют взбросовую природу и идентифицируют условия сжатия. В то же время на восточном крыле малодебитные и непродуктивные скважины вскрывают крутонаклонные разломы, имеющие сбросовую природу и идентифицирующие условия растяжения. Все это нелогично и противоречит геологической логике и фактическим данным.

Рис.2. Месторождение Белый Тигр. Суммарная гистограмма распределения скважин с притоками и без притока флюида в зависимости от расстояния до разломов по глубинным слайсам от 3500 м до 4300 м (ЦГЭ, А.Г.Авербух, 2006). Приточные и бесприточные скважины подчиняются логнормальному распределению в зависимости от расстояния до разломов и одинаково часто встречаются на одних и тех же расстояниях от разломов, что сводит прогнозно-критериальные свойства этого признака к нулю.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 10:21:02 pm
ЗАВИСИМОСТЬ ПРИТОКОВ СКВАЖИН ОТ ГИПСОМЕТРИИ ВСКРЫТИЯ КРОВЛИ ФУНДАМЕНТА.

На основе структурных построений по кровле фундамента и данным по приточности скважин МБТ (приведенные дебиты по скважинам) был выполнен анализ связи дебитов скважин от глубины вскрытия кровли фундамента и горизонтов осадочного чехла. Для этого были определены максимальные значения дебитов для каждой скважины за весь период эксплуатации МБТ. Анализ проводился между значениями глубин вскрытия фундамента скважиной и максимальными значениями дебитов по соответствующим скважинам. Анализ проводился для скважин всего месторождения, без разделения на блоки.

На построенном кроссплоте (Рис.3) видна обратная зависимость максимальных приведенных дебитов от глубины вскрытия кровли фундамента. То есть, чем гипсометрически выше скважина вскрывает фундамент, тем значения дебитов выше. Это доказывают отрицательные коэффициенты корреляции. Однако зависимость получилась не достаточно явной. Для улучшения качества зависимости проведено осреднение в скользящем окне значений глубин по дебитам с различной шириной скользящего окна равной 50, 100, 150 и 200 м3/сут. Чем больше ширина окна, тем связь становится лучше, коэффициенты корреляции увеличиваются от -0,77 (шаг осреднения 50 м3/сут) до -0,97 (шаг осреднения 200 м3/сут). В результате осреднения получена четкая обратная зависимость между глубиной вскрытия фундамента и максимальными приведенными дебитами скважин.

Эти результаты могут свидетельствовать об ухудшении фильтрационных свойств с глубиной вскрытия фундамента. Также это можно отнести к тому, что на выпуклой части фундамента трещины более раскрыты (арочный эффект деформаций) и, следовательно, фильтрационно-емкостные свойства лучше. В любом случае, эти графики показывают, что структурный фактор не теряет своего значения для залежей в ловушках фундамента.

Аналогичные построения выполнены нами для оценки связи между приведенными дебитами скважин и глубинами вскрытия кровли фундамента, приведенными к проекции интервала опробования. В этом случае, помимо осреднения глубин вскрытия фундамента по дебитам проведено осреднение дебитов по глубине с различным шагом (25, 50, 100, 150 м). Результаты приведены на рис.4.

Полученные результаты демонстрируют не столько возможности статистического анализа по получению высоких коэффициентов корреляции, а творческое осмысление материала для получения указанных связей. Без учета осреднения для скважин с открытыми стволами и отсутствием в ряде случаев фиксированных интервалов притоков, без приведения отметок кровли вскрытия фундамента к проекции интервалов опробования для наклонных скважин, а также без увязки дискретных и фиксированных данных по глубинам, было невозможно получить значимые коэффициенты корреляции, доказывающие эти связи. Благодаря углубленному анализу удалось эти связи выявить и сформулировать как важный критерий продуктивности скважин фундамента.

Можно сформулировать некоторые практические выводы о продуктивности скважин МБТ.

1. Примеры прямой связи продуктивности скважин с зонами трещиноватости по сейсмическим атрибутам открывают перспективы их прогнозирования.

2. Отсутствие связи (избирательности) между продуктивными и непродуктивными скважинами от расстояния до разломов указывает на подчеркнутую независимость нефтегазоносности пород фундамента от положения высокоамплитудных разломов, картируемых сейсморазведкой 3D.

3. Для поверхности фундамента установлена прямая корреляционная связь между глубиной вскрытия кровли фундамента и приведенными дебитами по скважинам. Практическим следствием выполненного анализа могут быть рекомендации по использованию установленных связей для заложения поисково-разведочных и эксплуатационных скважин на фундамент.

Выполненные исследования фокусируют внимание на сложных вопросах ФНТК фундамента МБТ и позволяют понять и наметить лишь самые общие связи. Задача дальнейших исследований состоит в детальном изучении этого сложнейшего вопроса, связанного с изучением ФНТК в четырехмерном геологическом пространстве x y z, T (геологическое время).

Рис.3. Месторождение Белый Тигр. Зависимость между максимальными приведенными дебитами скважин и глубиной вскрытия кровли фундамента без осреднения и после осреднения в скользящем окне с различным шагом. Коэффициент корреляции: R2 = -0,77 (50 м3/сут); R2 = -0,91 (100 м3/сут); R2 = -0,94 (150 м3/сут); R2 = -0,97 (200 м3/сут);

Рис.4. Месторождение Белый Тигр. Зависимость между глубиной вскрытия кровли фундамента, при-веденной к проекции интервала опробования и максимальным приведенным дебитам скважин при осреднении дебитов по глубине с различным шагом (в скобках указаны коэффициенты корреляции).

Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 10:25:26 pm
ПРОБЛЕМНЫЕ ВОПРОСЫ ИЗУЧЕНИЯ ФНТК ФУНДАМЕНТА И ПУТИ ИХ РЕШЕНИЯ

1. ПОИСК СЕЙСМИЧЕСКИХ ПРИЗНАКОВ ПРОНИЦАЕМЫХ ТРЕЩИН И РАЗЛОМОВ.

Работами по построению геологической модели МБТ было показано отсутствие связи между продуктивными и непродуктивными скважинами от расстояния до разломов. Наши исследования указывают на подчеркнутую независимость продуктивности отдельных скважин МБТ от положения высокоамплитудных разломов, картируемых сейсморазведкой 3D.

Дальнейшее развитие исследований по изучению ФНТК фундамента МБТ должно идти по пути поиска сейсмических признаков проявления малоамплитудных проницаемых трещинных систем, связанных с новейшей тектонической активизацией и формированием проницаемых нефтенасыщенных коллекторов. Учитывая, что сейсморазведка ограничена в решении этой задачи (правильнее говорить о том, что такая задача не ставилась и возможности ее решения до конца не определены), необходимо привлечение специальных геологических и тектонофизических методов исследований, включающих детальный палеотектонический анализ развития МБТ, детальный геометрический (морфоструктурный), кинематический и динамический (реконструкции НДС горных пород) анализ трещинных систем и другие исследования, призванные локализовать участки и зоны развития малоамплитудных проницаемых трещин и разломов для углубленного анализа и поиска признаков их проявления в сейсмическом волновом поле и атрибутах сейсмического поля.

2. ИЗУЧЕНИЕ НДС ПОРОД ФУНДАМЕНТА МЕТОДОМ МАТЕМАТИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ.

В работах [8,9] показана связь нефтегазоносности пород фундамента и продуктивности скважин с сечением субмеридиональных (ССЗ 330-350º) проницаемых трещинных систем, формирующих анизотропию проницаемости и направления фильтрационных токов в гранитном резервуаре МБТ. Такая ориентировка проницаемых трещин связана с субмеридиональным положением оси максимального сжатия в условиях сдвигового поля напряжений завершающей фазы новейшего этапа тектонической активизации региона. Выполненные реконструкции позволили получить азимутально-векторное представление о направлении проницаемых трещинных систем и не могли быть утилизированы в гидродинамическую модель в силу невозможности представления результатов в числовом виде для включения данных о направлении фильтрационных токов в ячейки гидродинамической модели.

Дальнейшее развитие исследований по изучению ФНТК фундамента МБТ должно идти по пути детализации построений, связанных с изучением НДС пород фундамента и ориентировки осей напряжений в пределах МБТ, с целью получения объемного распределения в массиве пород осей тензора напряжений с передачей данных об относительной величине и ориентировке осей напряжений и связанных с ними скорости и вектора фильтрации пластовых флюидов в гидродинамическую модель залежи. Для решения этой задачи необходимо проведение специальных работ по математическому моделированию НДС пород. Целью моделирования является выделение зон относительного растяжения, сжатия и плоскостей скола (сдвига) в массиве фундамента и районирование полей напряжений МБТ на области растяжения (связаны с проницаемыми и высокоемкими коллекторами) и сжатия (связаны с непроницаемыми породами и неэффективной трещиноватостью).

При отсутствии данных об истинном НДС массива пород фундамента моделирование проводится для массива, находящегося под действием только собственного веса (горного давления). При этом расчеты производных горизонтальных (боковых) составляющих полного тензора напряжений (деформаций) осуществляются через величину бокового распора, пропорционального упругим пара-метрам горных пород (коэффициент Пуассона, модуль Юнга и др.). При наличии данных об истинном НДС пород моделирование необходимо проводить с учетом реального распределения величин горизонтальных (тектонических) напряжений, определяющих неоднородность объемного тензора деформаций и, соответственно тензора абсолютной проницаемости массива пород фундамента.

Изучение НДС пород фундамента МБТ особенно актуально сейчас, когда в результате снижения пластовых давлений в залежи происходит реальный процесс компрессионного смыкания стенок и закрытия трещин. Геометризация зон с различной величиной компрессионного смыкания трещин возможна на основе расчетов эффективного напряжения в массиве пород фундамента, что позволяет локализовать зоны с различной величиной смыкания трещин и соответственно планировать мероприятия по интенсификации добычи нефти и нагнетания воды с целью поддержания ППД. Без кар-тины объемного распределения напряжений в массиве пород фундамента МБТ сегодня невозможно эффективное планирование и проведение ГТМ по поддержанию текущей добычи нефти. В условиях массивного строения залежи в фундаменте МБТ, тензор объемного распределения напряжений и направленной проницаемости является единственной альтернативой отсутствующей структурно-параметрической модели внутреннего строения, традиционно принятой для пластовых залежей.

3. ПРОНИЦАЕМОСТЬ РАЗЛОМОВ И ТРЕЩИН.

Продуктивность скважин являются функцией направленной проницаемости и градиента давления вдоль фильтрующих трещин. В связи с этим при заложении скважин основной задачей, помимо обеспечения их оптимального структурного положения, является правильное проектирование дизайна наклонно-направленных и горизонтальных стволов в соотношении с проекцией плоскостей пересекаемых скважинами проницаемых разломов и систем трещин [7]. При изучении проницаемости разломов и трещин как объемных геологических тел, передаваемых в гидродинамическую модель залежи, необходимо учитывать целый ряд факто-ров, определяющих тензорное распределение параметра проницаемости для различных участков разломов.

Разломы могут быть избирательно проницаемы по падению в случае их наклонной плоскости. Разломы максимально проницаемы для вертикальных фрагментов и минимально проницаемы для наклонных фрагментов, причем различный азимут простирания и различный угол наклона плоскости нарушения влияет на величину раскрытости трещин и их проницаемость. В случае винтового строения плоскости разлома, характерного для кулис сдвиговых зон МБТ, даже строго вертикальные участки разломов, могут быть избирательно проницаемы на различных глубинных срезах из-за изменения простирания следов разломов в процессе их закручивания с глубиной. При отклонении простирания следов разломов на данном глубинном срезе от простирания створа плоскости нормальных напряжений σ1σ2, проницаемый разлом (трещина) также переходит в категорию непроницаемого.

Как нами установлено, в течение геологического времени одни и тех же разломы МБТ испытывают противоположные движения (реверсные) в вертикальном и горизонтальном сечениях, испытывают действие нормальных (сжимающих и растягивающих) или тангенциальных напряжений в переменном поле тектонических напряжений. Сказанное показывает всю сложность решения задач по изучению проницаемости отдельных трещин и трещинных систем в объемных и временных координатах. В этой связи следует признать, что реализуемые в современной практике технологические приемы изучения ФНТК фундамента, основанные на сейсмических методах изучения трещинных сред, как правило далеки от реальных геологических особенностей их строения.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 27, 2013, 10:35:04 pm
4. ПРОГНОЗ РАСКРЫТИЯ И ПРОНИЦАЕМОСТИ ТРЕЩИН НА ОСНОВЕ ИХ ДИФФЕРЕНЦИАЦИИ ПО ГЕНЕТИЧЕСКИМ ТИПАМ.

Дифференциация трещинных систем на генетические типы трещин скола и отрыва определяет их относительную раскрытость и возможна на основе структурно-кинематического и динамического анализа.

В соответствии с положениями теории деформаций и механики горных пород, формирование структур земной коры и сопутствующие им процессы фильтрации флюидов протекают в переменном поле тектонических напряжений, а существующая сеть трещин является следствием разрядки тектонических напряжений. Трещины независимо от масштаба в пределах одних систем характеризуются сходным типом деформаций. Известно два основных типа трещин генетической природы: скалывания (сколы, сдвиги) и отрыва (трещины растяжения), образующиеся соответственно в закономерных соотношениях с осями тангенциальных (касательных) и нормальных (сжимающих или растягивающих) напряжений для различных типов НДС (сбросовое, надвиговое, сдвиговое) горных пород и имеющих различные параметры раскрытости и проницаемости для фильтрации флюидов.

Влияние типа напряженного состояния земной коры на проницаемость пород проявляется через механизм трещинообразования, заключающегося в формировании трехкомпонентной сети трещин, две из которых (сопряженная пара сколов) параллельны площадкам действия максимальных касательных напряжений τmax, пересекаются с осью σ2, симметричны оси σ3 и образуют с ней угол скола (α ≤ 45º). Третья система трещин растяжения (отрыва) формируется параллельно оси максимальных главных нормальных сжимающих напряжений σ3 и ориентирована в плоскости, проходящей через оси максимальных и средних главных нормальных сжимающих напряжений (σ1σ2). При этом ориентировка и генетические типы трещин контролируются стационарным положением осей напряжений и во времени в процессе структурообразования (смены типов НДС и миграции осей напряжений) переменны. Ниже приводится обоснование этого важнейшего практического вывода.

Экспериментальные работы по испытанию материалов и теоретические исследования показали [1], что интенсивность касательных напряжений τі (пропорциональна октаэндрическим касательным напряжениям является той особенностью напряженного состояния пород, которая определяет искажение/ формы напряженного тела (без изменения его объема), характеризуемое интенсивностью деформации сдвига γі. В свою очередь, средняя величина нормальных напряжений  σm = (σ1 + σ2 + σ3)/3 определяет изменение объема тела, характеризуемое средней величиной из трех главных удлинений εm по осям xyz. В общем случае интенсивность касательных напряжений τі и средняя величина нормальных напряжений σm (всестороннее давление), равная нормальному напряжению на тех же площадках, одинаково наклоненных к осям напряжений σm, в совокупности служат обобщенной характеристикой напряженного состояния тела.

Таким образом, в соответствии с положением осей напряжений, действующие нормальные и тангенциальные усилия воспринимаются трещинами по-разному. В зависимости от азимутальной ориентировки в силовом поле сдвигового поля напряжений формирование генетических типов трещин подчинено следующей общей закономерности:

а) трещины растяжения (отрывы, сбросы) формируются вдоль площадок действия максимальных главных нормальных сжимающих напряжений σ1 в плоскости σ1σ2;

б) трещины скола (сдвиги) формируются вдоль площадок касательных напряжений τmax;

в) трещины сжатия (стилолитовые швы, взбросы) формируются вдоль площадок действия минимальных главных нормальных сжимающих напряжений σ3 в плоскости σ2σ3.

Факт отражения в образцах керна МБТ преимущественной ориентировки наклонных трещин с углами падения 70-75º [8,9], образующих с вертикальной осью угол скола α < 45º, указывает на:

1) тектоническую природу и сколовый характер систем наклонных трещин;

2) формирование наклонных трещин в условиях действия субвертикальных (сбросовое поле) или субгоризонтальных (сдвиговое поле) максимальных нормальных сжимающих напряжений;

3) субвертикальную ориентировку трещин отрыва (угол падения ~90) и субвертикальное по-ложение вектора фильтрации флюидов (максимальной оси объемного тензора проницаемости).

Независимо от генезиса (палеонапряжения) и кинематики современные пространственные со-отношения в силовом поле новейших (современных) напряжений определяют раскрытость и проницаемость трещин и, как следствие, ФНТК МБТ [9]. Поскольку, образование трещин отрыва связывается с площадками действия нормальных напряжений, а трещин скалывания с площадками действия касательных напряжений, первые будут раскрытыми на глубине и эффективными для миграции флюидов при формировании залежей нефти и газа и при фильтрации их при вскрытии скважинами. Таким образом, реконструкции НДС земной коры позволяют дифференцировать трещины по генетическим типам и, соответственно, по их раскрытости и проницаемости для фильтрации УВ.

С другой стороны известно, что картируемые сейсморазведкой, гравиразведкой, магниторазведкой, структурно-геоморфологическими и дистанционными методами исследований разрывные нарушения представлены структуроформирующими разломами и идентифицируют генетические типы трещин и разрывов сколовой природы. Прямой учет параметров этих нарушений для построения гидродинамической модели залежи приводит к грубым ошибкам. Они могут быть использованы без риска искажения фильтрационной модели в качестве гидродинамических экранов, но без кинематической идентификации их использование для прогнозирования проницаемости невозможно. Использование структурных параметров трещин без кинематического анализа (определение генетического типа) и реконструкций НДС горных пород (определение типа НДС, ориентировки осей напряжений и соотношений трещинных систем и объемного тензора проницаемости с осями тензора напряжений), даже в условиях максимально детальной информации о распределении трещиноватости в объеме изучаемого массива, не обеспечивает решение задач прогнозирования ФНТК.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ.

Кажущаяся очевидность декларируемого вступает в явное противоречие с практикой разработки месторождений с трещинными коллекторами. Если для месторождений с поровыми коллекторами эта очевидность не очевидна и, даже при известной фациальной неоднородности пластов, среди геологов господствует «изотропное мировоззрение», то для месторождений с трещинными коллекторами с явно выраженной анизотропией проницаемости примат «изотропного мировоззрения» можно объяснить только пренебрежением основами геологии трещинных коллекторов.

Даже на МБТ с кратным соотношением величин коэффициента анизотропии проницаемости для различных сечений, разбуривание залежи в гранитах проводилось кустами с ориентировкой наклонно-направленных стволов во всех азимутальных секторах, при этом распределение коллекторов и нефтенасыщенных объемов всегда связывалось с основными разломами северо-восточного прости-рания. Ни многочисленные системы разломов, картируемые сейсморазведкой 3D, ни различия в углах падения, ни различное простирание их основных систем, ни другие свидетельства резко выраженной анизотропии трещинного коллектора относительно его фильтрационных свойств, не служили основанием для регулирования системы разработки в терминах «анизотропного мировоззрения».

В этой связи, игнорирование законов трещинообразования и ФНТК может серьезно осложнить разработку залежей с трещинными коллекторами. В то же время учет в гидродинамической модели и в процессе разработки залежей ориентировки проницаемых трещин и законов векторной флюидодинамики способно обеспечить кратное повышение эффективности освоения и конечной выработки запасов. И, если учет ФНТК возможен на этапе проектирования разработки на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинных коллекторов, то реанимация месторождения (полная реанимация невозможна по причине необратимых процессов в пласте) требует серьезных мероприятий, связанных с перепрофилированием и изменением геометрии сеток эксплуатационных скважин, приведением ориентировки стволов скважин в соответствие с простиранием осей напряжений и направлением фильтрационных потоков, другими геолого-техническими мероприятиями. Как следствие, «технология управления трещиноватостью» должна стать рабочим инструментом разработчика, как на этапе проектирования новых, так и реанимации старых месторождений.

ЛИТЕРАТУРА

1. Гзовский М.В. Основы тектонофизики. М., Наука, 1975, 536 с.

2. Методические рекомендации по использованию данных сейсморазведки для подсчета запасов углеводородов в условиях карбонатных пород с пористостью трещинно-кавернового типа. Под редакцией В.Б.Левянта. - М.: ЦГЭ, 2010, 250 с.

3. Ромм Е.С. Структурные модели порового пространства горных пород. Л.: Недра, 1985. 240 с.

4. Сейсмоакустика пористых и трещиноватых геологических сред. Под научным руководством О.Л.Кузнецова, 3 тома. М., ВНИИГеосистем, 2002.

5. Смехов Е.М. Теоретические и методические основы поисков трещинных коллекторов нефти и газа. Л.: Недра, 1974. 200 с.

6. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов на основе реконструкций напряженно-деформированного состояния земной коры по результатам интерпретации сейсморазведки 3D. - Доклады конференции к 75 летию ВНИГРИ «ТЭК России - основа процветания страны». СПб, ВНИГРИ, 2004, c.128-139.

7. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора (на примере месторождения Белый Тигр). – Геофизика, №3, 2008, с. 41-60.

8. Анализ трещинных систем осадочного чехла и фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Экспозиция нефть-газ. 5Н (11) октябрь 2010, с.11-20.

9. Реконструкции напряженно-деформированного состояния и прогноз проницаемых сечений для пород фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Экспозиция нефть-газ. 6Н (12) декабрь 2010, с.6-13.

Источник: Тимурзиев А.И. ПРАКТИЧЕСКИЕ РЕЗУЛЬТАТЫ ИЗУЧЕНИЯ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ ТРЕЩИННЫХ КОЛЛЕКТОРОВ ФУНДАМЕНТА МЕСТОРОЖДЕНИЯ БЕЛЫЙ ТИГР. Экспозиция нефть-газ. 2Н (14) октябрь 2011, с.33-40. http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_66.pdf.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Июль 01, 2013, 08:07:46 am
Уважаемый Ахмет Исакович!
А правда ли, что наблюдаются трещины, заполненные терригенным материалом вторичного происхождения (песком, глиной, алевритом) (ЧАН ЛЕ ДОНГ,2008)?
И если это так, то с чем это связано?
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июль 02, 2013, 10:52:10 am
Это, как правило, "флюидиты" - инъекционное заполнение трещин взвешенной водонасыщенной глинисто-песчаной фракцией, сопутствующее процессу принудительного флюидодинамического прорыва глубинных флюидов в образовавшийся тектонический разрыв. По сути, в крупном масштабе - это наблюдается при проявлении грязевого вулкана, ствол которого, и есть мега-трещина, по которой выбрасывается (нагнетается) сопочная брекчия, состоящая из флюидно-породной агломерации продуктов разрушения и транспорта в створе флюидодинамической системы.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Июль 02, 2013, 02:10:45 pm
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).
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июль 04, 2013, 10:53:12 pm
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...
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Июль 05, 2013, 09:10:29 am
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?
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июль 05, 2013, 10:24:59 am
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.
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Август 27, 2013, 10:10:05 am
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.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Сентябрь 14, 2014, 10:47:45 pm
 А можно объяснить квадротриллионы метаногидратов на базальтовом дне мирового океана  наличием  регионального активного разлома, имеющего связь с ближайшим осадочным бассейном?
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Сентябрь 14, 2014, 11:39:53 pm
Для начала цифры (хоты мы уже писали об этом в других разделах):

Доказательством глубинного абиогенно-мантийного генезиса УВ служат факты глобальной газогидратности 95% дна мирового океана и происходящее на наших глазах формирование в современном слое нелитифицированных донных осадков плейстоценового возраста гигантских ресурсов метаногидратов. По данным Геологической Службы США их суммарные геологические запасы со-держат 1133×1016 (113 сотен квадриллионов) м3 метана, что почти в 55000 раз превосходят мировые запасы природного газа в 2011 году (208,4 трлн. м3). И если, при текущем потреблении газа, его должно хватить на 63 года, то ресурсов метаногидратов может хватить почти на 3,5 млн. лет. Благодаря абиогенному восполнению ресурсов природных УВ миф об их исчерпаемости в обозримом будущем отодвигается на неопределенную перспективу.
Эта чудовищно огромная масса метаногидратов насыщает плейстоценовые отложения и более молодые илы на 95% площади Мирового океана, что …делает бесспорным и глубинный, абиотический генезис океанско-морских метаногидратов [В.А.Краюшкин, 2000].

Характеризуя масштабы глубинной дегазации, осуществляемой на наших глазах непосредственно мантии Земли, несопоставимые с ничтожным количеством незрелой органики, присутствующей в современных нелитифицированных маломощных осадках дна Мирового океана, эти цифры отражают также исключительную молодость и огромную скорость процесса разгрузки глубинных углеводородов на всей поверхности Земли, что не идет ни в какое сравнение с растянутыми на десятки и сотни миллионов лет процессами захоронения, литификации, созревания, первичной и вторичной миграции нефти и формирования ее промышленных скоплений. Несопоставимость масштабов и скорости процессов в вариантах органического и неорганического синтеза углеводородов делает эти конкурирующие гипотезы непримиримыми антагонистами, развитие которых осуществляется, как будто, в различных пространственно-временных измерениях.

Подробно можно почитать в моем докладе на 1-х КЧ: http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-1-2013/4_Timurziev_1-1-2013.pdf.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Сентябрь 16, 2014, 08:50:59 pm
Ахмет Иссакович!
К сожалению, конкретизации геологии участков с метаногидратами в http://journal.deepoil.ru/images/stories/docs/DO-1-1-2013/4_Timurziev_1-1-2013.pdf не обнаружил. Может поможете?
И вдруг задумался над формулой:
lgQ = а + b × lgV.
Мне показалось, что при желании ее можно привести к формуле подсчета запасов УВ объемным методом, не так ли?
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Андреев Николай Михайлович от Март 18, 2015, 12:54:52 pm
После завтра буду во Вьетнаме. Проверю, где смогу, структуру нефтегазоносности этой территории.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Симонян Геворг Саркисович от Март 18, 2015, 02:53:26 pm
После завтра буду во Вьетнаме. Проверю, где смогу, структуру нефтегазоносности этой территории.

    Успехов Вам...
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Март 18, 2015, 04:31:32 pm
Да, Вы правы, Валерий Александрович, в отношении формулы lgQ = а + b × lgV.
Ее можно привести к формуле подсчета запасов УВ объемным методом, включив дополнительные коэффициенты. Важно другое, что есть другая формула Кнг = f(lgQ), а это уже возможность количественной оценки перспектив нефтегазоносности (Кнг - коэффициент нефтегазоносности).
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Симонян Геворг Саркисович от Март 30, 2015, 11:45:13 pm
После завтра буду во Вьетнаме. Проверю, где смогу, структуру нефтегазоносности этой территории.

    Успехов Вам...

       Николай Михайлович, какие успехи от Вьетнамской командировки....

(http://i.ytimg.com/vi/jfDmMewajMQ/maxresdefault.jpg)
http://i.ytimg.com/vi/jfDmMewajMQ/maxresdefault.jpg

    Ищем нефть
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Корниенко Василий Гаврилович от Июль 04, 2015, 10:20:54 pm
В анализе БМП не учтено самое главное - наличие там разломов с УВ и лучей геопатогенных излучений, что даёт понимание физики процесса образования трещин и накопления в них УВ.
Поэтому, с помощью нашего метода я проверил представленные здесь рисунки, в результате чего установил, что прямо по центру БМП и вдоль него проходит магистральный разлом с УВ. В районе, выделенном красным цветом, этот разлом пересекают лучи мощных ГИ. При этом часть из них идёт параллельно разлому.
Отсюда следует, что в местах пересечения ГИ между собой и с разломом, под воздействием энергий ГИ в горных породах фундаменте и чехла образовалась сеть трещин, в которых скопилась мигрирующая из разлома нефть. При этом, вся часть рисунка, выделенная красным цветом является кальдерой с трещиноватыми породами в которых скопилось большое количество УВ.
Просьба учесть, что я не геолог, и в чём-то неправ.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Андреев Николай Михайлович от Июль 13, 2015, 12:52:54 am

       Николай Михайлович, какие успехи от Вьетнамской командировки....
Вкратце они изложены здесь (http://andreevn-bgf.blogspot.ru/2015/04/vietnam.html).
Простите Геворг Саркисович, что не ответил сразу, впервые сегодня зашёл в эту тему и увидел Ваш ответ. В последнее время часто бываю в разных командировках, не всегда есть возможность и время заходить в интернет.
Только что вернулся из командировки на Кавказ. Очень плодотворно провёл там время. Кроме того, что уточнил строение Заманкульского месторождения в Северной Осетии, полагаю, что обнаружили там вместе с Кусовым Батрбеком Рамазановичем ещё несколько их. В том числе два месторождения УВ в Южной Осетии. Причём, оба они имеют на поверхности земли очаги разгрузки глубинных газов. Возле г.Цхинвал идёт дегазация воды, изливающейся из старой скважины. И газ этот горит струёй до 0,5 м, если накрыть устье скважины разрезанной канистрой с дырочкой и поджечь. Граница залежи УВ оказалась в метрах 30 от этой скважины.
А у другой залежи под мостом проходящей здесь дороги интенсивно пузырятся лужи у речки. Но здесь газ не горит. А из одной норки рядом выделяется, похоже, нашатырь. Местные приходят к этой норе, чтобы побалдеть от этого газа. Я попробовал приблизить нос к этой норе, ударило очень резко запахом нашатыря.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Устьянцев Валерий Николаевич от Сентябрь 03, 2016, 11:34:35 am
Общекоровые сбросы как флюидовыводящие и маркирующие линеаменты структуры...

Общекоровые сбросы представляют тип глубинных разломов, которые сопровождают растяжения земной коры. Соседние участки последней раздвигаются и между ними возникает наклонные нормальные сбросы. Смещения по ним компенсируют растяжение. На поверхности при этом образуется не один, а система сбросов. В сумме своей перемещения по ним ведут к образованию сложных грабенов, разделенных внутри на многочисленные грабены и горсты второго и следующих порядков. Такие сложные грабены большой протяженности, измеряемые многими сотнями и тысячами километров с большой амплитудой вертикальных смещений, достигающих нескольких километров принято называть рифтоподобными структурами
.
Отметим, что все блоки, такие как Памиро-Тяньшаньский, Алтайский, Саяны, находятся в зоне влияния глубинного Трансконтинентального Азиатско-Монголо-Охотского разлома, который является коллектором, выводящим вещество в верхние мантийные сферы. В результате чего, формируются структурные элементы автоколебательной системы Земли, которые в конечном счете, образуют структурные объекты, располагающиеся в геологическом пространстве системы Земли закономерно.

Системы глубинных разломов контролируют миграцию вещества в системе Земли, расположение источников энергии и формирование архитектуры тектоносферы.

Линиаменты фиксируют зоны повышенной проницаемости земной коры и областии генерации УВ в ее подошве.

1). От эпипалеозойской плиты, к области до платформенной активизации, увеличивается общий потенциал нефтеносности недр. В зоне сочленения эпипалеозойских, более древних плит, основной потенциал нефтегазоносности, связывается с основанием осадочного чехла. в области корового ослабленного горизонта.

2). В зоне сочленения эпипалеозойских, более древних плит, основной потенциал нефтегазоносности, связывается с процессами, происходящими в литосфере и верхней мантии. [Академик, д. г-. н. , профессор В.И. Попов]!!!
3). Области современных землетрясений приурочены к тем из планетарных зон стоячих волн, где проявляются избирательно опускание, то-есть, зонам соотносительным растяжениям коры (рифты, прогибы на сводах).
Данный факт доказывает, генетическую связь геоморфологических элементов, с мантией автоколебательной системы Земли.
Формирование протяженных офиолитовых поясов, кольцевых структур (Памир, Узбой-Таримская зона, Копет-Даг — прогиб, Кавказский прогиб, Крым, Приразломное месторождение УВ и др.);
Неглубокое залегание кровли магнитовозмущающих масс (12-17 км) говорит о продолжении флюидного воздействия зоны интенсивной палеомагматической деятельности на геодинамический режим покрывающих их толщ.

Растворовыводящими тектоническими нарушениями являются разломы разрывного типа широтного и меридионального простирания, они линейны и имеют сквозной характер, по отношению к другим структурам и контролируют зоны растяжения земной коры.

Локализация УВ фиксируется в осадочном чехле мантии от рифея до неогена и выше – что является главным фактом, доказывающим абиогенный генезис УВ.

С уважением, В.Н. Устьянцев

Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Июнь 15, 2017, 04:00:39 pm
Горюнов Е.Ю., Игнатов П.А., Трофимов В.А., Нгуен М.Н., Сабиров И.А., Узембаева З.И.  Перспективы нефтегазоносности фундамента Жигулевского вала
http://www.oilandgasgeology.ru/2-2017

В статье на основе сравнительного анализа геологического строения нефтяного месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и Жигулевского вала (Самарская область) сделан вывод о вероятной продуктивности пород фундамента последнего. Вывод основан на выявленных общих чертах геологического строения данных объектов. Основными из них являются: блоковое строение обеих структур и их значительная тектоническая раздробленность, наличие нефтяных залежей в перекрывающих осадочных комплексах, гидротермальные изменения пород фундамента, неотектоническая блоковая активность и признаки современных подтоков УВ в залежи осадочных комплексов. На основе проведенного исследования авторами статьи предлагается рассматривать фундамент Жигулевского вала с определенной степенью вероятности как объект, перспективный на поиски нефти и газа.

Цитата: "...признаки современных подтоков УВ в залежи осадочных комплексов."
Вот бы увидеть результаты инструментального наблюдения этого феномена...
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 16, 2017, 02:05:10 pm
Горюнов Е.Ю., Игнатов П.А., Трофимов В.А., Нгуен М.Н., Сабиров И.А., Узембаева З.И.  Перспективы нефтегазоносности фундамента Жигулевского вала
http://www.oilandgasgeology.ru/2-2017

В статье на основе сравнительного анализа геологического строения нефтяного месторождения Белый Тигр (Вьетнам) и Жигулевского вала (Самарская область) сделан вывод о вероятной продуктивности пород фундамента последнего. Вывод основан на выявленных общих чертах геологического строения данных объектов. Основными из них являются: блоковое строение обеих структур и их значительная тектоническая раздробленность, наличие нефтяных залежей в перекрывающих осадочных комплексах, гидротермальные изменения пород фундамента, неотектоническая блоковая активность и признаки современных подтоков УВ в залежи осадочных комплексов. На основе проведенного исследования авторами статьи предлагается рассматривать фундамент Жигулевского вала с определенной степенью вероятности как объект, перспективный на поиски нефти и газа.

Цитата: "...признаки современных подтоков УВ в залежи осадочных комплексов."
Вот бы увидеть результаты инструментального наблюдения этого феномена...

См. там же (http://www.oilandgasgeology.ru/2-2017):

Рыбальченко В.В., Гогоненков Г.Н., Слепченко В.А. Вертикальная миграция газа и газогидраты на северо-восточном шельфе Сахалина

Северо-восточный шельф о-ва Сахалин является одним из наиболее активно изучаемых регионов, перспективных для поиска нефти и газа. За последние 10-летия здесь открыто множество крупных месторождений УВ. С каждым годом прирост минерально-сырьевой базы за счет открытых месторождений в осадочном чехле будет неминуемо сокращаться, поэтому актуальность поиска нетрадиционных мест скоплений УВ на сегодняшний день встает крайне остро. Современная сейсморазведка 3D на Киринском, Аяшском и Восточно-Одоптинском блоках северо-восточного шельфа о-ва Сахалин вкупе с высококачественными региональными профилями 2D позволяют изучать закономерности распространения каналов миграции газа по площади и их связь с положением зон распространения газогидратов. Рассмотрению этих вопросов и посвящена данная статья. Изучение природы происхождении больших объемов метана, обнаруженного в осадках и придонных толщах шельфа о-ва Сахалин, имеет не только научное содержание, но и важное практическое значение. С ним связаны перспективы поисков месторождений в толще мезозойского фундамента, которые высоко оцениваются многими исследователями.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Июнь 22, 2017, 10:37:26 am
Из
Стратегические цели в сфере недропользования – это расширение географии проектов на удаленных территориях и работа с трудноизвлекаемыми запасами
http://www.mnr.gov.ru/news/detail.php?ID=343011

"Глава Минприроды России подчеркнул: «Сегодня обеспечение минерально-сырьевой безопасности страны сталкивается с рядом глобальных вызовов. Среди них – резкие колебания цен на сырье, дискриминационные меры в отношении России и ее потенциальных партнеров, а также недостаточность объемов геологического изучения территории».

Он проинформировал о том, что Министерство подготовило ряд мер для ответа на эти вызовы, в частности, актуализированы показатели подпрограммы «Воспроизводство минерально-сырьевой базы», а также разработан проект Стратегии минерально-сырьевой безопасности страны до 2030 г.

По словам С.Донского, впервые за 30 лет была введена в действие новая классификация запасов углеводородного сырья. Одновременно отстроена система подготовки и согласования технической и проектной документации. Завершена разовая актуализация более 5 тыс. лицензий. Исключены из участков недр федерального значения проявления полезных ископаемых. Определен коэффициент 1,5 для вычетов затрат на геологоразведку при реализации шельфовых проектов на УВС. Предусмотрена возможность добычи попутных полезных ископаемых. Установлена возможность рассрочки разового платежа за пользование недрами.

Министр отметил, что введение «заявительного принципа» предоставления прав на геологическое изучение недр позволило за два года лицензировать уже 720 участков.

С.Донской подчеркнул, что принятие целого пакета изменений, стимулирующих интерес недропользователей к геологоразведке, в том числе за счет снижения административных барьеров позволило сократить издержки недропользователей и обеспечить приток инвестиций в отрасль в размере не менее 30 млрд руб. ежегодно.

В настоящее время Минприроды России планирует завершить совместно с Минфином России работу по расширению принципа вычета затрат на геологоразведку на суше и установления коэффициента 3,5 к рисковым и сложным проектам.

Планируется также введение системы кратного повышения ставок регулярного платежа в сотню раз для недропользователей, затягивающих сроки геологического изучения. Кроме того, предполагается создание новых форм участия государства в геологоразведке, в том числе через государственно-частное партнёрство и инвестфонды.

Министр отметил, что развивается система «технологических полигонов» для освоения трудноизвлекаемых запасов УВС, и в настоящее время действует уже три объекта."

Цитата: "В настоящее время Минприроды России планирует завершить совместно с Минфином России работу по расширению принципа вычета затрат на геологоразведку на суше и установления коэффициента 3,5 к рисковым и сложным проектам."
Какова будет процедура определения рисковых и сложных проектов? Первый кандидат - фундамент?
Название: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 22, 2017, 12:59:57 pm
Коррупционная составляющая на лицо: эксперт будет определять, Валерий Александрович, а где человеческий фактор, там и коррупция.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Июнь 28, 2017, 06:57:16 pm
Вот тут несколько иначе
НОВОСТИ // ПАРТНЕРСТВО И СОТРУДНИЧЕСТВО
Белоруссия предложила Вьетнаму сотрудничать в нефтяной отрасли. И не только http://neftegaz.ru/news/view/162486-Belorussiya-predlozhila-Vetnamu-sotrudnichat-v-neftyanoy-otrasli.-I-ne-tolko

сегодня, 17:06Neftegaz.RU82
Белоруссия заинтересована в сотрудничестве с Вьетнамом в области добычи нефти.
Об этом 27 июня 2017 г сообщил премьер-министр Республики Беларусь А. Кобяков на встрече с президентом Вьетнама Ч. Д. Куангом.
 
Белоруснефть обладает большим потенциалом, который на данный момент мало задействован в 2-стороннем партнерстве Белоруссии и Вьетнама.
По словам А. Кобякова, при поддержке Белоруснефти мог бы быть реализован важный совместный проект по внедрению на вьетнамских нефтяных месторождениях белорусских инновационных методов интенсификации добычи.
 
Перспективы есть и в развитии сотрудничества 2 стран в калийной отрасли.
В настоящее время основной рост взаимных поставок между Белоруссией и Вьетнамом обеспечивают калийные удобрения.
Белоруссия готова нарастить объемы поставок до полного удовлетворения потребностей Вьетнама, в т.ч в рамках долгосрочных контрактов.
 
Беларусь также готова участвовать в реализации во Вьетнаме государственных программ, инфраструктурных и других проектов, в т.ч по строительству метро и подземных переходов.
Еще одна сфера для взаимовыгодного партнерства - аграрно-промышленный комплекс.
 
Также Беларусь заинтересована в расширении сотрудничества с Вьетнамом в научно-технической сфере.
Ученые 2 стран уже успешно реализуют совместные проекты, в т.ч по разработке беспилотных авиационных комплексов и научных приборов.
Беларусь также готова обеспечить подготовку для Вьетнама научных кадров высшей квалификации, организовать взаимные стажировки по интересующим вьетнамскую сторону направлениям.
 
О перспективных направлениях сотрудничества с Вьетнамом говорил и президент Беларуси А. Лукашенко на открытии Белорусско-Вьетнамского бизнес-форума.
Таких направлений А. Лукашенко назвал 6: промышленность, инфраструктура и строительство, освоение и использование природных ресурсов, пищевая сфера и легкая промышленность, информационно-коммуникационные и высокие технологии, туризм.
Так, белорусские технологии в области повышения нефтеотдачи пластов и разработки зрелых месторождений могут найти успешное применение во Вьетнаме.
Примером эффективного развития такого взаимодействия, по мнению А. Лукашенко, является сотрудничество Белоруснефти с PetroVietnam.
И это сотрудничество Белоруссия и Вьетнам хотели бы расширить.
Еще в 2010 г Н. М. Чиет, являвшийся на тот момент президентом Вьетнама, предложил А. Лукашенко предлагал Беларуси поучаствовать в разработке нефтяных месторождений.
Предложение касалось не только вьетнамской территории, но и залежей в 3х странах.

Может и откроют Белый Тигр (Белый Зубр)  https://elibrary.ru/item.asp?id=18786036
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Июнь 29, 2017, 10:42:13 am
Вот тут несколько иначе
НОВОСТИ // ПАРТНЕРСТВО И СОТРУДНИЧЕСТВО
Белоруссия предложила Вьетнаму сотрудничать в нефтяной отрасли. И не только http://neftegaz.ru/news/view/162486-Belorussiya-predlozhila-Vetnamu-sotrudnichat-v-neftyanoy-otrasli.-I-ne-tolko

...

Может и откроют Белый Тигр (Белый Зубр)  https://elibrary.ru/item.asp?id=18786036

Может и откроют, подскажем как:

- Анализ трещинных систем месторождения Белый Тигр. - Углеводородный потенциал фундамента молодых и древних платформ: Перспективы нефтегазоносности фундамента и оценка его роли в формировании и переформировании нефтяных и газовых месторождений: Материалы Международной научной конференции. – Казань, Изд-во КГУ, 2006, с.258-262.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_30.pdf.

- White Tiger field fracture system analysis. Abstracts of the International Conference «Fractured Basement Reservoir». Vungtau, 15-16 November, 2006, Vietnam, p.49-50.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_34.pdf.

- Interpretation of Basement’s Strike-Slip Fault Structures – the Key to the Stress-Strain Condition Reconstructions in Modeling Fractured Reservoirs.Abstracts of the International Conference «Fractured Basement Reservoir». Vungtau, 15-16 November, 2006, Vietnam, p.50-51.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorskaya/txt_B_35.pdf.

- Анализ и интерпретация структур горизонтального сдвига – основа для реконструкций напряженно-деформированного состояния горных пород при моделировании трещинных коллекторов фундамента (на примере месторождения Белый Тигр, шельф Вьетнама) – Доклад на Российско-Китайском нефтегазовом форуме сотрудничества «Перспективы сотрудничества в разведке, добыче и переработке УВ сырья». Пекин (КНР), 29-30 октября 2007.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_46.pdf.

- Структурно-кинематический анализ трещинных систем и методика реконструкций напряженно-деформированного состояния земной коры месторождения Белый Тигр (Вьетнам). – Труды конференции «Геодинамика и напряженное состояние недр Земли». 2-5 октября 2007 г., Институт горного дела СО РАН, Новосибирск, 2007.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_80.pdf.

- Технология и результаты реконструкций напряженного состояния земной коры на примере месторождения Белый Тигр - Материалы Международной геологической конференции "Изменяющаяся геологическая среда: пространственно-временные взаимодействия эндогенных и экзогенных процессов", 13-16 ноября 2007 года. Казань, КГУ, 2007, с.414-419.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_107.pdf.

- Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора (на примере месторождения Белый Тигр) – Геофизика, №3, 2008, с. 41-60.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_78.pdf.

- Анализ трещинных систем осадочного чехла и фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Экспозиция нефть-газ. 5Н (11) октябрь 2010, с.11-20.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_49.pdf.

- Реконструкции напряженно-деформированного состояния и прогноз проницаемых сечений для пород фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Экспозиция нефть-газ. 6Н (12), 2010, с.6-13.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_67.pdf.

- Практические результаты изучения фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам). Экспозиция нефть-газ. 2Н (14), 2011, с.33-40.
http://deepoil.ru/images/stories/docs/avtorsk/raboty/txt_B_66.pdf.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Андреев Николай Михайлович от Июнь 29, 2017, 11:24:58 pm
...
Белоруссия предложила Вьетнаму сотрудничать в нефтяной отрасли. И не только ...

Может и откроют Белый Тигр (Белый Зубр)  https://elibrary.ru/item.asp?id=18786036

Может и откроют, подскажем как:
...
А можно даже подсказать и где.
Вьетнам (Vietnam) нефтегазовый (http://andreevn-bgf.blogspot.ru/2015/04/vietnam.html)
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Сентябрь 29, 2017, 08:46:29 am
...
Белоруссия предложила Вьетнаму сотрудничать в нефтяной отрасли. И не только ...

Может и откроют Белый Тигр (Белый Зубр)  https://elibrary.ru/item.asp?id=18786036

Может и откроют, подскажем как:
...
А можно даже подсказать и где.
Вьетнам (Vietnam) нефтегазовый (http://andreevn-bgf.blogspot.ru/2015/04/vietnam.html)

Сябрам подскажите, у них много неопоискованных земель
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Тимурзиев Ахмет Иссакович от Сентябрь 29, 2017, 11:22:47 am
А мы, вроде и через Вас, пытались предлагать свои поисковые методы (технологии), не сложилось.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Сентябрь 29, 2017, 11:31:16 am
А мы, вроде и через Вас, пытались предлагать свои поисковые методы (технологии), не сложилось.
Меняются времена , ключевые фигуры...Ситуация зреет... Надо пробовать.
Название: Re: Месторождение Белый Тигр: полигон отработки поисковых технологий на фундамент
Отправлено: Карпов Валерий Александрович от Сентябрь 25, 2019, 02:48:35 pm
Из
НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ КРИСТАЛЛИЧЕСКОГО ФУНДАМЕНТА И ФОРМИРОВАНИЕ В НЕМ
НЕСТРУКТУРНЫХ ЛОВУШЕК КОМБИНИРОВАННОГО ТИПА
С.А. Пунанова
http://antat.ru/ru/activity/conferences/Neft/МНПК-2019-%20сборник-легкий.pdf

"3. Геохимические особенности УВ флюидов месторождений фундамента
Основным источником нефти в залежи фундамента является органическое вещество (ОВ) нефтематеринских осадочных толщ, облекающих выступы фундамента, что признается большинством исследователей, занимающихся проблемой УВ скоплений в фундаменте. Именно поэтому геохимические особенности флюидов месторождений фундамента подчиняются тем же закономерностям, что и нефти, залегающие в осадочных толщах НГБ и граничащие с фундаментом. В осадочном разрезе земной коры, согласно вертикальной эволюционной зональности образования и преобразования УВ, связанной с увеличением глубины, температурного градиента, давления
и типа исходной органики, происходит трансформация состава генерированных в недрах УВ систем – от тяжелых
нефтей к легким и конденсатам. Их характерные особенности связаны с процессами онтогенеза.
Как считают В.Ю. Керимов с соавторами [9], в Кыулонгском бассейне Вьетнама через контакт протрузивных гранитов докайнозойского фундамента с кайнозойским осадочным чехлом проходила латеральная миграция флюидов из нефтематеринских толщ олигоценового возраста в фундамент – в пустоты и зоны повышенной трещиноватости (рис. 3), в образовавшийся трещинно-кавернозный коллектор нетрадиционной ловушки комбинированного типа.
Нефти из залежей в фундаменте и в нижнем олигоцене на месторождении Белый Тигр характеризуются близкими значениями практически всех исследованных УВ параметров, которые отвечают нефтям зоны мезокатагенеза. Молекулярно-массовое распределение н-алканов свидетельствует о генерации нефтей органическим веществом,
содержащим прибрежные водоросли или наземные растения, а условия его седиментации были субокислительные.
Биомаркерные параметры подтверждают зрелость этих флюидов. Близки нефти осадочного олигоцена и фундамента и по микроэлементным характеристикам: они имеют низкие концентрации V и Ni, в г/т (соответственно в фундаменте 0,14 и 3,5, а в нижнем олигоцене 0,1 и 2,2) и по преобладанию Ni образуют никелевый тип металлогении [10, 11].
Иные геохимические особенности нефтей при их залегании в эрозионных выступах кристаллического
фундамента, однако также проявляется генетическая близость нефтей из фундамента и из осадочных образований. Здесь формируются нефти зоны гипергенеза. И ярким примером являются нефтяные скопления Венесуэлы.
Плотность нефтей достигает 0,991 г/см3
, содержание серы – 5,54%, асфальтенов – 18% (месторождение Тиа-Хуана).
Нефти месторождений области Западная Мара классифицируются как очень тяжелые и тяжелые, с очень высокими содержаниями серы (5,6–6,2%), вторично обогащенные микроэлементами с промышленными концентрациями (в г/т)V (954–999) и Ni (91–96). Нефти области Мара – среднетяжелые, с более низким содержанием серы (2,5–3,0%),
V (206–260) и Ni (14–24). Геохимические данные по содержанию биомаркеров свидетельствуют о том, что нефти обеих областей генетически едины, связаны с морским типом исходного ОВ, а наблюдаемые различия в физикохимических свойствах и содержании МЭ объясняются процессами биодеградации, которые с большим размахом проявились на площади Западной Мары [12]."

Ключевое: "Основным источником нефти в залежи фундамента является органическое вещество (ОВ) нефтематеринских осадочных толщ, облекающих выступы фундамента,". Вот только механизм локализации скоплений может быть разным http://naen.ru/journal_nedropolzovanie_xxi/arkhiv-zhurnala/2012/4_geofizicheskiy_servis_kak_stat_liderom_/, https://elibrary.ru/item.asp?id=18786036