Читайте также:
  • Кредитование для Вас
  • 2.5. КЛИНОФОРМЫ
  • О компании

  • 6.1. ИЗУЧЕНИЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЗРЕЗА НА ШЕЛЬФЕ ПРИ ПРОГНОЗИРОВАНИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ УГЛЕВОДОРОДОВ

    При поисках месторождений углеводородов на шельфе приходится изучать в пределах нефтегазоносных комплексов следующие характеристики осадочных бассейнов, связанные с их углеводородным потенциалом

    — геострую урное положение и тектонические особен ности:

    — процессы осадконакопления, в том числе перерывы (литологические несогласия);

    уплотнение осадков и другие их литологические пост-седиментационные изменения;

    — деформацию бассейна, т. е. историю его тектонического развития (палеотектонику), где важным является уста новление участков постоянного прогибания [как правило, таковыми являются шельфовые зоны), наличие тектонических нарушений;

    — перенос тепла, т. е. температурное поле недр как на современном этапе, так и палеотемпературы;

    — течение флюидов, а также развитие и распределение давлений, в том числе геобарическое региональное поле по горизонтали для установления мест глубиннои разгрузки флюидов, а также i юверхностиые проявления разгрузки флюидов:

    — возникновение углеводородов, т е. условия перехода РОВ в жидкие и газообразные углеводороды {первичная миграция). Здесь изучают диагенез и катагенез РОВ выде ляют момент прохождения РОВ главной фазы нефтегазооб-разования. других стадий катагенеза,

    — вытеснение углеводородов из материнских пород;

    — вторичную миграцию и аккумуляцию углеводородов, в том числе место развития коллекторов и качество флюидо-упоров (покрышек);

    — характеристику основных литолого-страгиграфических комплексов, в том числе наличие коллекторов и покрышек.

    Для определения вышеуказанных параметров осадочных бассейнов применяют различные методы, описание сутцносги и результатов применения которых можно найти в обширной литературе.

    Здесь остановимся лишь на методе геол ого-статистического моделирования нефтегазонакопления на осадочных бассейнах шельфовых областей [45]

    В работах [46, 47, 48] показано , что миграция флюидов в продуктивные ловушки и процессы формирования залежей и месторождений нефти и газа в альпийских геосинклинальных регионах регулируются в основном гидрогеодинамиче-скими условиями — балансом поступления и разгрузки из разреза по элементам дизъюнктивной тектоники, зонам повышенной трещиноватости, гидрогеологическим "окнам' и т п подземных вод и сопутствующих им углеводородов, генерированных нефтегазопродуцирующими зонами, главным образом, нижних интервалов осадочного чехла Установлено, что основным фактором, определяющим и кон тролирующим геофлюидодинамическую обстановку локальных структур и региональных зон нефтегазонакопления, и, как следствие, условия аккумуляции углеводородов и фор жирования промышленных залежей, являются характер дислоцированное ги региона в целом и степень нарушенноети дизъюнктивами выполняющих иго отдельных природных резервуаров (ловушки, поднятия)

    В то же время следует иметь в виду, что влияние meicmo ники в каждом конкретном случае проявляется нсоднознач но: оно имеет два аспекта— позитив?1ый, ко1да нарушения сплошное ги пород играют созидающую роль при формировании залежей, и негативный, когда они являются путями диссипации ранее сформированных скоплений.

    В связи с изложенным представляется необходимым выяснить граничные условия, за которыми тог или иной аспект функционирования тектонических нарушений становится превалирующим Решение этого вопроса может быть получено путем выявления и анализа связей (в случае их наличия) между количесн том аккумулированных ловушками флюидов, с одной стороны, и интенсивностью дислоцированности каждой из них — с другой.

    Тектонические условия локальных структур коли -чественно характеризуются:

    — параметром удельной разбитости ловушек (af м/км2);

    — произведением суммарной протяженности тектонических нарушений на их амплитуды отнесенным к площади складки

    — коэффициентом интенсивности складчатости (Кин. м/км);

    — отношением высоты структуры к ее площади; показателями меры внедрения в срс днеплиоцен—ант-

    ропогеновый разрез Южно-Каспийской впадины нижних щелочных вод валанжин-среднеюрской генерации: (hа, %):

    а) отношением мощности интервала, занятого инъецированными волами, к обшей мощности среднего плиоцен-антропогенового разреза в пределах локального поднятия,

    б) Щ — гипсометрическои глубиной верхней гра ницы перехода приппых щелочных вод в сингснетичные разрезу жесткие;

    в) М (%) — отношением суммарной нефтсгазонасыщинной мощности к общей мощности продзжтивного разреза отдельного месторождения; плотностью геологических запасов углеводородов в пределах локальной структуры — Oi (млн т/км2).

    По основным месторождениям нефтегазоносных районов Южно-Каспийской впадины, рассматриваемой в качестве типовой модели, составлены зависимости между вышеперечисленными переменными (рис.61). По всем нефтегазоносным областям и районам зависимости

    имеют экстремальный характер с четко вырал{енным максимумом Качественно по иному (см. рис 6 1) ведут себя лишь корреляции

    Приведенные данные (рис. 6.1ci, б, о) позволяют констатировать:

    — с. ростом интенсивности и удельной разбитости структур до определенных для каждой нефтегазоносной области (района) их значении насыщенноегь разрезов и плотность запасов углеводородов увеличивается; последующий рос г интенсивности разбитости ведет к снижению значений обоих параметров;


    ::Следующая страница::