Геология нефти и газа
Статьи журнала - Геология нефти и газа
Все статьи: 206
Статья научная
Количественная оценка ресурсов углеводородного сырья является одним из основных инструментов прогнозирования перспектив нефтегазоносности, обоснования приоритетных направлений геолого-разведочных работ и принятия стратегических управленческих решений. С 2017 г. в ФГБУ «ВНИИОкеангеология» проводилось уточнение количественной оценки ресурсов нефти, газа и конденсата континентального шельфа Российской Федерации по состоянию на 01.01.2017 г. Существенный прирост геолого-геофизической изученности позволил провести актуализацию и корректировку нефтегазогеологического районирования, охарактеризовать перспективные нефтегазоносные системы, обосновать выделение перспективных нефтегазоносных комплексов и в итоге провести количественную оценку ресурсов углеводородов для всех 13 морей Российской Федерации на основе единых методических подходов. Для шельфа восточно-арктических морей впервые была проведена оценка вероятностными методами. В результате создан Единый ГИС-проект, включающий структурированный массив цифровых данных и результирующих цифровых карт, а с 2020 г. проводится его ежегодная актуализация в режиме мониторинга - пополнение информационно-аналитической базы, изменение ресурсных оценок, анализ текущего состояния начальных суммарных ресурсов углеводородного сырья
Бесплатно
Статья научная
В статье рассмотрены аспекты формирования и сохранности углеводородов нефтяного ряда в триас-меловых отложениях Восточно-Баренцевского мегапрогиба. Результаты поисково-разведочного бурения указывают на преимущественную газоносность региона, но, несмотря на это, на обрамляющих его островах арх. Земля Франца-Иосифа и в донных осадках северной части акватории Баренцева моря установлено наличие битумопроявлений и углеводородов нефтяного ряда, генезис которых достоверно неизвестен. Для определения их источников проведена реконструкция эволюции углеводородных систем с применением технологий трехмерного бассейнового моделирования, учитывающего основные тектоноседиментационные особенности развития региона от позднедевонской рифтовой стадии до синеклизной в настоящее время. Для учета основных структурных перестроек проведено восстановление мощностей эродированных осадков во время основных фаз воздымания в триас-кайнозойское время. В термической истории учтены события мезозойского магматизма и четвертичных оледенений. Достоверность полученных результатов апробирована реальными кинетическими спектрами образцов мезозойских нефтегазоматеринских пород, откалибрована на замеры плотности теплового потока и отражательной способности витринита. В результате установлено, что к моменту формирования основных структур отложения верхнего - среднего триаса частично вышли из главных зон нефте- и газообразования, что отчасти обусловлено внедрением интрузий, повлекшим термическую деструкцию органического вещества и газообразный тип генерируемого флюида. Юрские нефтегазоматеринские толщи остались преимущественно незрелыми. Результаты моделирования апробированы хроматомасс-спектрометрическими исследованиями битумов, отобранных в рамках экспедиции на арх. Земля Франца-Иосифа в 2022 г. По биомаркерам источником битумов являются породы, содержащие органику континентального и прибрежно-морского генезиса, что отвечает среднетриасовому интервалу, однако прямых корреляций нефть - органическое вещество установить не удалось. Факт наличия жидких углеводородов в регионе подтвержден вещественными методами и цифровыми симуляторами. Обоснование их источников и оценка объемов генерации остаются одними из приоритетных задач для будущих исследований
Бесплатно
Актуальные проблемы нефтегазогеологической науки ближайшего десятилетия
Статья научная
Рассмотрены состояние минерально-сырьевой базы углеводородного сырья Российской Федерации за последние 25 лет, объемы региональных исследований, выполняемых за счет средств госбюджета, и поисковых работ, проводимых за счет средств недропользователей, а также состояние лицензирования. Показаны возможности крупномасштабного прироста новых запасов в Тимано-Баренцевоморском, Прикаспийском (надсолевой комплекс) бассейнах, в Предуральском краевом прогибе и Восточной Сибири. Сформулированы актуальные проблемы нефтегазогеологической науки и пути их решения. Определены приоритетные направления ее развития для наращивания минерально-сырьевой базы углеводородного сырья Российской Федерации
Бесплатно
Статья научная
Рассмотрены новые или недостаточно освещенные аспекты геологического строения акчагыльско-апшеронских отложений Северного Каспия с использованием большого объема сейсмических и геологических материалов. На этой основе существенно уточнены представления об особенностях их строения, формирования и газоносности. Построены уточненные палеогеографические схемы, показывающие, что акчагыльский и апшеронский водоемы вместе с Южным Каспием представляли собой внутренние моря-озера, размеры которых превышали современный Каспий. В Северном Каспии границы водоемов контролировались предплиоценовыми эрозионными уступами. Установлено, что по периферии бассейнов шельфы сложены мелководными терригенными отложениями клиноформного строения. В акчагыльское время шельфы занимали около половины площади бассейна, а в центральных частях на глубине 300-400 м они представлены депрессионными глинисто-углеродистыми газоматеринскими породами. В апшеронское время почти весь бассейн был компенсирован терригенными клиноформами, за исключением узкого центрального желоба. Приведены сейсмостратиграфические разрезы с клиноформными шельфовыми и депрессионными некомпенсированными отложениями. Ранее проведенными работами в Северном Прикаспии в акчагыльско-апшеронских отложениях выявлены многочисленные проявления горючего газа, часто с промышленными дебитами. Однако значительных запасов газа выявить не удалось из-за неясности структурного плана, и общая оценка ресурсов газа Северного Каспия была скромной - около 50 млрд м3. Выявленные особенности рассматриваемых отложений позволяют на порядок увеличить ресурсы. Залежи газа прогнозируются в неструктурных ловушках, сложенных песками клиноформ в основном апшеронского возраста. Кроме того, источником газа являются депрессионные акчагыльские и апшеронские глины с содержанием органического вещества до 1,5 %. Апшеронские пески являются отличными коллекторами. Показано, что для поиска месторождений газа в неструктурных ловушках Северного Каспия следует использовать современную сейсморазведку с выделением по ее материалам «ярких пятен», которые с достаточной уверенностью можно связывать с залежами УВ
Бесплатно
Статья научная
На основе литофациального анализа прослежены палеогеографические обстановки и условия осадконакопления такатинско-тиманского этапа развития территории Камского Предуралья. Отражены особенности осадконакопления в Краснокамско-Чусовской палеовпадине, играющей ведущую роль в формировании потенциала нефтематеринского комплекса. По результатам литофациального анализа установлено, что наилучшими коллекторскими свойствами обладают песчаные тела прибрежно-морского генезиса, относящиеся к зоне низменной приморской дельтовой равнины. Оценка коллекторских свойств пашийских и тиманских отложений выполнена на основе построенных карт эффективных мощностей, песчанистости и расчлененности разреза, а также качества коллекторов и мощности регионального тиманско-саргаевского флюидоупора. Установлено, что пашийские отложения характеризуются как преимущественно среднеемкие, среднепроницаемые коллекторы, а тиманские - как низкоемкие, низкопроницаемые. Лучшими коллекторскими свойствами в изученной части разреза обладают мелко- и среднезернистые песчаники, крупнозернистые алевролиты Пермского свода и Верхнекамской впадины, где пористость изменяется от 12 до 24 %, проницаемость достигает 1530 фм2 (среднее значение 350 фм2). Выделены зоны, представляющие максимальный нефтепоисковый интерес. По результатам структурного и литолого-фациального анализов составлена палеотектоническая схема эмсско-тиманского структурного яруса как основа нефтегазогеологического районирования и планирования дальнейших направлений геолого-разведочных работ. Основные перспективы нефтегазоносности эмсско-тиманского терригенного комплекса связаны с восточной частью Верхнекамской впадины, Пермским сводом и Висимской моноклиналью
Бесплатно
Статья научная
Для прогноза и оценки невыявленных ресурсов нефти на территории Широтного Приобья, разработки рекомендаций по направлениям геолого-разведочных работ авторским коллективом проводятся работы по созданию единой стратиграфически увязанной модели. Региональные исследования с предельно высокой детализацией на основе всего фонда разведочных и эксплуатационных скважин с использованием результатов сейсморазведочных работ для осложненного подкомплекса неокомского нефтегазоносного комплекса впервые проведены в 2019 г. компанией «КогалымНИПИнефть» для изучения геологического строения и нефтеносности неокомского комплекса Когалымского региона. Далее на территории деятельности территориальных производственных предприятий «Лангепаснефтегаз» и «Покачевнефтегаз» (2021) были актуализированы модели залежей продуктивных пластов группы БВ и ачимовских пластов соответствующих циклитов и выявлены новые нефтеперспективные объекты. В настоящее время исследования продолжаются на участках Повховского региона. Проведенный анализ нефтегазоносности продуктивных пластов неокомского нефтегазоносного комплекса месторождений ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» на территории Широтного Приобья показал неоднородность распределения запасов по пластам, территориям и производственным предприятиям. Благодаря детальному расчленению и послойной корреляции поисково-разведочных и эксплуатационных скважин удалось выявить седиментологические особенности и условия залегания нефти. Также выполнено сопоставление индексации балансовых залежей с соответствующими пластами региональных и локальных циклитов. Актуализация единой геологической модели чеускинско-савуйского мегациклита территории Широтного Приобья, проведенная авторами статьи, дает возможность спрогнозировать участки расширения площадей залежей и новых нефтеперспективных объектов группы пластов БВ и ачимовских пластов, а также предложить рекомендации по поисково-разведочному бурению, углублению скважин пробуренного фонда, испытанию скважин.
Бесплатно
Аналитический обзор механизмов формирования залежей с наклонными контактами углеводородов
Статья научная
Положение уровня водонефтяного контакта является одним из важнейших факторов при определении геометрии залежей, влияющей на величину запасов и оценку ресурсов, стратегию разведки и разработки. Понимание механизмов формирования наклонных контактов углеводородов непосредственно влияет на определение типа залежи, ее геометрию, величину запасов и ресурсов, на подходы к оценке и прогнозированию перспектив нефтеносности залежей, а также на размещение скважин, выбор оптимальной системы разработки. В статье обобщены факторы, влияющие на формирование залежей с наклонными водонефтяными контактами. Рассмотрены механизмы образования наклонных водонефтяных контактов на основе данных гидродинамики флюидонасыщенной системы, геологической неоднородности пласта, влияния неотектонических процессов. Учет механизмов действия различных физических и химических факторов на распределение углеводородов на основе методики динамического анализа капиллярно-гравитационного равновесия позволяет корректно решать задачу выбора геометризации залежей со сложной поверхностью водонефтяного контакта. Это, в свою очередь, позволит минимизировать риски при выборе технологических решений, планомерно реализовывать программу геолого-разведочных работ
Бесплатно
Статья научная
Рассмотрены актуальные вопросы стратиграфии, корреляции и структурно-фациального районирования берриас-аптских отложений северо-восточных районов Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. Исходя из модели клиноформного строения неокома Западной Сибири, даны рекомендации по уточнению структурно-фациального районирования и стратиграфической схемы Енисей-Хатангского района. В основе структурно-фациального районирования берриас-аптских отложений Западной Сибири лежит выделение типов разрезов. В связи с этим границу подрайонов Енисей-Хатангского района предложено проводить по линии перехода мелководных горизонтально-слоистых нижнемеловых отложений в клиноформные. Представлена новая стратиграфическая схема берриас-аптских отложений Енисей-Хатангского района, которая отличается от схемы, принятой Межведомственным стратиграфическим комитетом в 2005 г., с уточненным положением границ нижнемеловых свит и более дробным расчленением разреза. На схему добавлены региональные пачки глин, в малохетской и байкаловской свитах выделены отдельные пласты или их группы. Кроме того, как и на стратиграфических схемах берриас-аптских отложений внутренних районов Западно-Сибирского бассейна, на предлагаемой схеме показаны подачимовская, ачимовская и надачимовская толщи
Бесплатно
Статья научная
Принятые МСК региональные схемы юрских и меловых отложений Западной Сибири не содержат информации об аномальных разрезах баженовской свиты. Последняя редакция «Стратиграфического кодекса России» позволяет описать аномальные разрезы баженовской свиты как новый тип вспомогательных литостратиграфических объектов - олистостром, что требует разработки отсутствующей графической легенды для их отображения на региональных стратиграфических схемах. На основе анализа общих свойств зон аномальных разрезов баженовской свиты и теоретической геомеханической модели их формирования авторы статьи предлагают свою версию легенды отображения их пространственной, стратиграфической и генетической структуры на региональных стратиграфических схемах Западной Сибири. Отображаются стратиграфические положения начальной и конечной глубины проникновения инициирующей трещины-сейсмита, латеральное распространение (площадная доля) инъективного силла - тела внедрения в низах отложений баженовской свиты, итоговое положение баженовского олистолита в ачимовской толще, объемы вторичного расщепления олистолита в процессе его всплывания на седиментационном склоне. Векторная форма легенды не перегружает ограниченное пространство региональных стратиграфических схем и не затеняет основной информации
Бесплатно
Статья научная
Предлагается расширить возможности выделения несогласий в органогенных карбонатных разрезах на основе анализа изменений толщин слоев. В статье использованы материалы седиментологического анализа разрезов естественных обнажений, охарактеризованных подробно литологическими, геохимическими и палеонтологическими данными. Использованные разрезы являются уникальными, так как характеризуют строение карбонатного комплекса в трех различных седиментационных зонах бассейна, являются полными и охарактеризованы анализами послойно с интервалами 1 м. Процесс формирования разреза смоделирован посредством диаграммы изменения толщин слоев, отображающей послойное накопление разреза с учетом постседиментационных преобразований осадков. Диаграммы изменения толщин состоят из отрезков разной длины с разными угловыми коэффициентами. Отрезки соответствуют слоям, положение которых в разрезе определяется глубинами начала и конца отрезка - подошвы и кровли слоя. Изменение толщины перекрывающего слоя отображается на диаграмме изменением угла наклона отрезка, соответствующего этому слою. При значительном превышении толщины перекрывающего пласта относительно подстилающего формируются ступени различной высоты, наличие которых является признаком несогласия, причем чем больше крутизна ступени, тем больше оснований отнести такое несогласие к стратиграфическому. Кроме ступеней выделяются точки перегиба, которые разделяют диаграмму изменений толщин на участки, различающиеся трендами их изменения. В отличие от ступеней, выше и ниже точки перегиба отсутствуют резкие изменения толщин слоев, характерны более спокойные их изменения. Несогласия выделяются в разрезе с высокой надежностью по признакам наличия ступеней и точек перегиба на указанных диаграммах.
Бесплатно
Статья научная
В результате многочисленных исследований отложений верхнего девона Волго-Уральской провинции и, в частности, Южно-Татарского свода были выделены свиты, содержащие углеродистые отложения доманикового типа, дана их послойная литологическая и геохимическая характеристика. Промышленная нефтеносность этих отложений установлена в разрезе залежи 444 Березовской площади, которая была рассмотрена в ФБУ «ГКЗ» и поставлена на Госбаланс. В 2018 г. при бурении эксплуатационной скв. 21159 на Северо-Альметьевской площади Ромашкинского месторождения в открытом стволе был получен приток нефти в интервале развития отложений доманикового типа мендымско-доманикового возраста. Затем в пилотном стволе скважины был отобран и исследован керн, выполнен широкий комплекс ГИС и в горизонтальном стволе длиной 318 м после кислотного продавливания получен приток нефти 7,5 м3/сут. Результаты, полученные при изучении скважины, были рассмотрены совместно с ранее выполненными исследованиями нефтегазоносности пород доманикового типа на территории Татарстана. Приведены результаты исследований данных керна, ГИС и испытаний, сделаны выводы о перспективах отложений доманикового типа для прироста ресурсов и запасов с последующим освоением этих отложений на территории Татарстана и, в целом, в Волго-Уральской провинции
Бесплатно
ГИС Integro. Состояние и перспективы развития в условиях импортозамещения
Статья научная
В статье раскрываются основные возможности отечественного программно-технологического комплекса ГИС INTEGRO, разработанного коллективом сотрудников ФГБУ «ВНИГНИ». Созданный комплекс является полнофункциональной геоинформационной системой, аналогичной популярным в отрасли программным пакетам фирмы ESRI. Кроме того, в него входят блоки, предназначенные для поддержки решения специфических геолого-геофизических задач. Особое внимание в статье уделено последним программным разработкам и ближайшим планам на будущее. К новым разработкам относятся: переход на многопользовательский режим, осуществленный с использованием механизма баз данных; многообразный инструментарий для поддержки интеграции разнометодных геолого-геофизических данных при построении 3D-модели геологической среды; хранение, визуализация и обработка скважинных данных; новая реализация анализа данных и др. В некоторых новых разработках приходится использовать распараллеливание вычислений. Программно-технологический комплекс позволяет в едином интерфейсе проводить полный цикл работ, начиная с ввода или импорта материалов через многообразные способы обработки разнородной геолого-геофизической информации и заканчивая формированием выходного макета и печатью отчетной документации. ГИС INTEGRO может полностью или частично заменить некоторые широко используемые в геолого-геофизических исследованиях импортные программные продукты.
Бесплатно
Газовые гидраты акваторий: методы и результаты ресурсных оценок
Статья научная
Статья посвящена проблеме ресурсных оценок нетрадиционного вида углеводородного сырья - гидратам углеводородных газов. Рассмотрены методологические аспекты количественных ресурсных оценок подводных газовых гидратов различного ранга - глобальных, региональных, локальных. Дан обзор методов и подходов, используемых для количественных оценок в ведущих газогидратных державах, и их результаты. Глобальные оценки количества метана в газовых гидратах, выполненные по разным методам, варьируют в диапазоне 2 ∙ 1014 - 7,6 ∙ 1018 м3. Средняя плотность ресурсов гидратного газа в отдельных подводных скоплениях газовых гидратов и гидратоносных районах составляет 1,2 ∙ 109 м3/км2. Удельные содержания гидратного газа в ключевых газодратоносных регионах значительно различаются, составляя в среднем 4,4 ∙ 109 м3/км2. Плотность ресурсов в них, по всей вероятности, завышена на два порядка. Основываясь на закономерностях распределения плотностей запасов углеводородов в ряду от мегапровинции до месторождения, выполнена количественная оценка прогнозируемых ресурсов газовых гидратов в акваториях морей российской Арктики. Количество метана, находящегося в гидратной форме в акваториях арктических морей по состоянию на 01.01.2020 г., оценено значениями от 5,3 до 79,3 трлн м3 при среднем 26,4 трлн м3. Установлено, что среднее прогнозируемое количество метана в гидратах увеличивает начальные суммарные ресурсы свободного газа российских арктических морей на 28 %, а минимальное и максимальное - на 6 и 83 % соответственно, подтверждая значительный ресурсный потенциал подводных газогидратов
Бесплатно
Статья научная
В результате обработки и интерпретации данных газового опробования керна скважин и донных осадков центральной и западной частей шельфа Восточно-Сибирского моря установлено, что углеводородные газы изученных литотипов характеризуются газогеохимическими показателями - массовыми концентрациями, молекулярной массой, коэффициентами влажности, преобразованности углеводородной фракции и изотопного состава углерода метана сингенетических, эпигенетических и гетерогенетических газов, представленных в донных отложениях биохимическими газами современных осадков; магматогенными - магматических образований; метаморфогенными - углегазоносных формаций, газовых залежей, твердых битумов, конденсатно-газовых, конденсатных, нефтегазовых, газонефтяных залежей и газогидратов. Определено, что изотопно-геохимические показатели установленных 11 генетических групп углеводородных газов достаточно близки к их аналогам Лено-Вилюйского, Иркутского, Верхне-Буреинского, Анадырского, Сахалинского и Охотоморского угленефтегазоносных бассейнов Востока России. На основе полученных данных оконтурены прогнозные площади распространения нефтегазоносных формаций и выполнена газогеохимическая оценка нефтегазоперспективности района исследований
Бесплатно
Газогеохимические признаки нефтегазоносности юго-восточной части Восточно-Сибирского моря
Статья научная
Представлены данные газогеохимических исследований керна донных отложений неглубоких скважин и керноотборных трубок юго-восточного сектора Восточно-Сибирского моря. Определены состав и изотопно-геохимические показатели углеводородных газов в осадках различных литотипов и газоматеринских источников. На основе полученных данных и других материалов выполнена идентификация сингенетических и эпигенетических углеводородных газов донных осадков района исследований. Установлены площади распространения газов современных осадков, угленосных формаций, магматических образований, газовых и предполагаемых конденсатно-газовых, газоконденсатных, битумных, нефтегазовых, газонефтяных и нефтяных скоплений и залежей. Определены основные геологические факторы, влияющие на процессы формирования в донных отложениях различных по генезису газов. Составлены схематические карты распределения газогеохимических показателей и прогнозных нефтегазоносных площадей. Выполнена оценка перспектив нефтегазоносности района исследований с геологических и газогеохимических позиций
Бесплатно
Статья научная
В донных отложениях осадочных бассейнов и геоструктур центральной части внешнего шельфа Восточно-Сибирского моря и Северного Ледовитого океана установлены метан и его гомологи, водород, гелий, оксид и двуоксид углерода, сероводород, аргон и азот. В процессе исследований определены газонасыщенность осадков и изотопно-геохимические показатели газов различных газоматеринских источников. Установлено, что в составе газовой фазы донных осадков доминируют эпигенетические газы подстилающих геологических образований - предполагаемых углегазоносных формаций, магматических образований, твердых битумов, конденсатно-газовых, газоконденсатных, нефтегазовых, газонефтяных, нефтяных скоплений и залежей. Определено, что газонасыщенность и газогеохимическое районирование донных отложений зависят от комплексного влияния основных газоконтролирующих факторов - геологического строения, складчатой и разрывной тектоники, нефтегазоносности, литологического состава и органической насыщенности, геокриологических, гидродинамических и других условий образования, накопления газов или их дегазации. На основе анализа полученных данных оценена информативность газогеохимического метода поиска залежей углеводородов и определена нефтегазоперспективность района исследований
Бесплатно
Газогидраты азербайджанского сектора Южного Каспия по данным термодинамических исследований
Статья научная
Геологическое строение и батиметрия морского дна глубоководной части Южного Каспия свидетельствуют о возможности образования значительных объемов газогидратов. Анализ материалов по газогидратам Южного Каспия показал, что в основном все работы базируются лишь на изучении скоплений газогидратов Элм, Боздаг, площади Апшерон, а также термодинамических факторах региона для определения возможной зоны их скопления. При исследованиях рассмотрено распределение температур и давлений на изучаемой территории для установления глубины залегания отложений при температуре 24 °С, а также для изучения диапазона изменения давлений в верхней части разреза. Температура формирования газогидратов для различных компонентов неодинаковая. В результате анализа установлено, что максимальная глубина термодинамического равновесия при формировании газогидратов из метана может достигать 480 м. На основании термодинамических данных и анализа методических основ интерпретации определены предельные глубины формирования газогидратов. В результате были рассчитаны объемы газа газогидратов в пределах установленной зоны термодинамической стабильности. Общий объем газа составляет 1,15 ∙ 1013 м3
Бесплатно
Генезис сеноманских залежей газа (Ямало-Ненецкий автономный округ)
Статья научная
Использование оригинальной методики, основанной на комплексировании результатов пиролитических исследований и материального баланса, позволило оценить нефтегазогенерационные способности органического вещества, входящего в состав нижнемеловых отложений и осадков большехетской серии на образцах керна, отобранных из одной скважины Медвежьего и двух - Уренгойского месторождений. Сопоставлены удельные объемы образовавшихся нафтидов и порового пространства одновозрастных пород-коллекторов. Сделан вывод о недостаточности объемов углеводородов, генерированных нижнемеловыми отложениями для образования залежей нефти и газа в этих осадках, а тем более для формирования месторождений газа в сеноманских отложениях. Полученные результаты оценки нефтегенерационных свойств юрских осадков показали, что именно они являются главными нефтематеринскими толщами, а нижнемеловые представляют собой преимущественно коллекторы. Рассмотрены варианты биогенного и абиогенного механизмов образования метана, заполнившего сеноманские осадки. Для обоснования биогенного генезиса метана использованы результаты исследований зарубежных ученых, показавших возможность генерации метана за счет метоксильных групп, входящих в состав лигнита (бурого угля). Абиогенный механизм возникновения метана основан на результатах исследований ученых-вулканологов, а также данных об изотопном составе углерода, входящего в состав метана сеноманских залежей. Приведены факты, доказывающие возможность присутствия абиогенного (эндогенного) метана в сеноманских песчаниках. На основе тектонофизического моделирования оптико-поляризационным и тектоноседиментационным методами выполнена реконструкция возможного механизма формирования залежей газа в сеноманских отложениях покурской свиты. Выделены прогнозируемые зоны сжатия и разуплотнения в моделируемых отложениях. Рекомендовано использование метода комплексирования данных сейсморазведки и тектонофизического моделирования, выполненного на их основе, для прогноза углеводородных залежей
Бесплатно
Геодинамическая обстановка и прогноз нефтегазоносности Евлах-Агджебединского района (Азербайджан)
Статья научная
В статье охарактеризована геодинамическая обстановка догерцинского, герцинского и альпийского этапов, сыгравших главную роль при формировании складчатых мезозой-кайнозойских структур в окрестностях Евлах-Агджебединского нефтегазоносного района. Анализируя структурно-тектонические особенности, выявленные по материалам геолого-геофизических 3D-моделей и глубинных разрезов, региональных профилей разного направления, авторы статьи предполагают, что проявление геодинамической обстановки, установленной по геолого-геофизическим материалам в исследуемом регионе, охватывает следующие стратиграфические интервалы: пермь - триас (фундамент), юра - мел - палеоген, майкоп - миоцен, плиоцен - четвертичный. За счет выделения этих интервалов можно прогнозировать перспективы нефтегазоносности провинций. Наряду с этим, при тектоническом районировании окрестности Евлах-Агджебединского бассейна необходимо учесть результаты визуализации 3D-моделей и провести параметрическое бурение в пределах карбонатных отложений для уточнения ее состава и нефтегазоносности
Бесплатно
Статья научная
Статья посвящена комплексному изучению геодинамических факторов, оказывающих влияние на размещение структурных форм в осадочном чехле, которые отображаются в магнитном, гравитационном и сейсмическом полях. В исходных данных приводится местоположение Верхнепечорской впадины, ее тектоническое строение, границы. Целью статьи является установление геодинамических зависимостей размещения нефтегазоперспективных структурных форм в доманиково-турнейском карбонатном комплексе Верхнепечорской впадины Предуральского краевого прогиба. По трем критериям обоснована перспективность исследуемой территории Верхнепечорской впадины на нефть и газ. На основании анализа геолого-геофизических материалов установлено, что в результате тектонических движений и при различной дислоцированности впадины проявляется унаследованность локальных структур от форм рельефа кристаллического фундамента. Исходя из этого, в структурном плане по верхнедевонским отложениям выделены литолого-фациальные зоны, отражающие последовательность формирования одиночных, барьерных рифов, карбонатных банок и доманикитов. По результатам анализа геохимических данных установлено, что большая часть Верхнепечорской впадины характеризуется стадиями катагенеза МК4-МК5. В ходе работы с геофизическими материалами проведено общее сопоставление структурно-тектонических форм изучаемой территории Верхнепечорской впадины с геологической поверхностью фундамента, магнитным и гравитационным полями. Для более детального анализа было проведено геоплотностное моделирование с применением методики построения плотностных моделей для сложнопостроенных и слабоизученных сред с использованием программных продуктов PlayGround, EvDynInversion, GeoVip, Surfer. Построены три геоплотностные модели, которые отражают строение литолого-фациальных зон и размещение предполагаемых объектов в зависимости от блоковой тектоники
Бесплатно
