Статьи журнала - Геология нефти и газа
Все статьи: 147
Использование ГИС-технологий при картировании потенциально газогидратоносных акваторий
Статья научная
ГИС-технологии являются эффективным инструментом для картирования потенциально гидратоносных акваторий и вычисления площадей и объемов зоны стабильности газовых гидратов. Практическое применение этих расчетов относится к области ресурсных оценок количества метана в газовых гидратах и прогнозирования инженерно-геологических опасностей, вызванных разложением гидратов на газ и воду при проведении морских строительных и буровых работ. Выполнение такого прогнозного картирования требует обработки крупных массивов данных, наличие регулярной сети и математических расчетов. Современные ГИС-технологии позволяют успешно справиться с этими трудностями и оптимизировать громоздкие вычисления и трудоемкое картирование. В статье представлены результаты успешного использования программного пакета ArcGIS при подготовке данных, картировании гидратоносных акваторий и вычислении площадей и объемов зоны стабильности газовых гидратов на примере акватории Северного Ледовитого океана.
Бесплатно
Статья научная
Рассмотрены возможности компьютерных технологий интерпретации гравитационного и магнитного полей, позволяющих осуществлять выделение и оконтуривание элементов глубинного структурно-тектонического строения нефтегазоперспективных территорий. Предложен вариант комбинированной обработки геофизических данных, основанный на взаимодополняющих математических методах статистического зондирования и эмпирической модовой декомпозиции. Приведен пример комплексного анализа геолого-геофизических материалов, определяющих возможную взаимосвязь между геологическим строением фундамента и унаследованными от него структурными формами осадочного чехла. Представлены результаты выявления скрытых аномалий геопотенциальных полей, связываемых с возможной миграцией и концентрацией углеводородов в пределах локальных участков интерпретационного профиля
Бесплатно
Статья научная
Основным методом поисково-разведочных работ в Косью-Роговской впадине Северного Предуралья являлось разбуривание антиклинальных структур, выраженных в регионально нефтегазоносных верхнедевонских отложениях. Этот метод оправдал себя на большей части Тимано-Печорского бассейна, но не принес ожидаемых результатов в Косью-Роговской впадине. Анализ развития нефтегазовых систем в этом районе показал, что многие антиклинальные ловушки были образованы после прохождения основного миграционного потока нефти и газа. Это лишило их возможности аккумулировать нефть и газ. Кроме этого, на большей части впадины был обнаружен дефицит коллекторов. С одной стороны, это связано с тем, что длительное время Косью-Роговская представляла собой депрессию, где накапливались преимущественно глинистые отложения, а с другой - в восточной предуральской части впадины перспективные горизонты значительно уплотнены из-за больших палеоглубин. На основании переинтерпретации накопленных данных и с учетом опыта проведенных работ предложено опоискование новой зоны нефтегазонакопления, связанной с визейско-среднекаменноугольным комплексом низкого стояния уровня моря. В разрезе этого комплекса и облекающих пластах выделяются структурные и стратиграфические перспективные объекты. Их опоискование, вероятно, способно обеспечить прирост эффективных запасов нефти. Эта зона расположена в западной части Косью-Роговской впадины. Она генетически связана с окраиной позднедевон-турнейского шельфа
Бесплатно
Картирование тектонических нарушений на основе машинного обучения и нейронных сетей
Статья научная
Этап построения тектонических нарушений в цикле работ сейсмической интерпретации является одним из самых важных. Кроме того, процесс прослеживания нарушений - весьма трудоемкий, требующий большого объема времени и человеческих ресурсов. На сегодняшний день существует большое число технологических аналитических решений, направленных на автоматизацию процесса трассирования поверхностей разломов, однако большинство из них обладает серией ограничений, обусловленных невозможностью полноценной автоматизации процедур при работах в условиях сложной геологической обстановки района исследований, а также с сейсмическим материалом низкого качества. Таким образом, вопрос оптимизации данного процесса по-прежнему актуален для производственного цикла нефтегазовых и сервисных компаний. В статье рассмотрены результаты нового подхода к реализации процесса автоматизированного картирования тектонических нарушений, основанного на применении искусственного интеллекта через машинное обучение и глубокие нейронные сети. Новые алгоритмы, реализованные в составе программной системы Geoplat Seismic Interpretation, позволяют максимально исключить субъективизм и существенно сократить затраты времени на структурную интерпретацию нарушений в различных геологических условиях.
Бесплатно
Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых
Статья научная
В статье показаны изученность и состояние лицензирования шельфа моря Лаптевых. Проанализированы особенности геологического строения и нефтегазоносности шельфа моря Лаптевых и северной части Сибирской платформы. Даны прямые и косвенные признаки нефтегазоносности, охарактеризованы нефтегазоматеринские толщи, катагенетическая зональность органического вещества. Приведены возможные аналоги Лаптевоморского бассейна. На основе изученных нефтегазоносных бассейнов континентальных окраин выявлены возможные нефтегазоносные комплексы и типы ловушек Лаптевоморского бассейна. Проведено сравнение оценок ресурсного потенциала шельфа моря Лаптевых методом геологических аналогий с выбором внешних аналогов. Выполнена альтернативная авторская оценка ресурсного потенциала шельфа моря Лаптевых. Даны критерии, которые необходимо учитывать при проведении оценки
Бесплатно
Статья научная
В статье приведены результаты количественного прогноза нефтегазоносности оксфордского, батского и аален-байосского региональных резервуаров средне-верхнеюрских отложений Енисей-Хатангской и смежной территории Гыданской нефтегазоносных областей на основе раннее разработанных и опубликованных авторами статьи моделей строения, а также реконструированных условий формирования каждого из отмеченных резервуаров и их составных частей - проницаемых комплексов и флюидоупоров. Изложены тектонические, литолого-фациальные и геохимические критерии оценки перспектив нефтегазоносности резервуаров. Рассмотрены методика и результаты количественной оценки перспектив нефтегазоносности региональных резервуаров с картами перспектив нефтегазоносности каждого резервуара. Приведена структура ресурсов углеводородов: распределение начальных суммарных ресурсов углеводородов по фазовому составу, категориям ресурсов и запасов, региональным резервуарам и нефтегазоносным областям
Бесплатно
Статья научная
На площади исследования, расположенной на юго-западном склоне Непского свода, проведены геолого-разведочные работы, выполнена сейсмическая съемка МОГТ-3D и пробурены поисково-разведочные скважины с полным отбором керна из интервалов вендских терригенных пород. Эти породы регионально-нефтегазоносны и являются объектом исследований в представленной статье. В скважинах выполнен расширенный комплекс ГИС, по керну скважин проведены лабораторные исследования, по результатам которых выявлено цикличное строение нижненепских осадочных отложений, выделены и охарактеризованы циклопачки, проведена межскважинная корреляция с описанием интервалов развития эвапоритовых и карбонатных минеральных ассоциаций пород. В центральном секторе площади исследования в разрезах скважин встречены среднезернистые мезомиктовые песчаники со схожими структурно-текстурными характеристиками и высоким содержанием минералов - преимущественно ангидрита, доломита, в меньшей степени галита и кальцита. В скважине западного сектора площади характер разреза пород существенно отличается. Вскрыты разнозернистые полевошпатово-кварцевые граувакковые песчаники, засолоненные галитом по всему разрезу исследуемого интервала. Полученные данные позволяют судить о различных обстановках ранневендского осадконакопления, а также о разной степени преобразованности пород вторичными процессами, в частности засолонением и карбонатизацией. Приведены результаты петрофизических исследований. Измеренные значения коллекторских свойств образцов позволили охарактеризовать выделенные толщи с циклопачками, а петрофизическое моделирование, выполненное по результатам съемки компьютерной томографии, определило характер заполнения эвапоритовыми и карбонатными минералами пустотного пространства пород. Наиболее высокопористые и проницаемые породы, полевошпатово-кварцевые граувакковые мелководные и прибрежно-морские песчаники хорошей сортировки и окатанности зафиксированы в прикровельной части средней толщи подсвиты. Низкими значениями фильтрационно-емкостных свойств обладают мелкозернистые аркозовые песчаники приливных обстановок седиментации в прикровельной части разреза нижненепской подсвиты. В случае выдержанности в толщинах последних, эти породы могут быть идентифицированы в разрезах скважин по ГИС и на площади исследования по сейсмическим данным МОГТ-3D
Бесплатно
Статья научная
В статье впервые, на базе обширного геолого-геофизического материала, приведены результаты комплексных литолого-стратиграфических, литолого-геохимических, литолого-фациальных, тектонических, палеотектонических, фильтрационно-емкостных и петрофизических исследований, согласно которым все раннее выделенные 11 месторождений нефти и газа в центральной наиболее приподнятой части Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области являются составными частями гигантского по запасам нефти и газа Ереминско-Чонского месторождения. Для этого месторождения обосновываются единые тектонические, литолого-фациальные и геохимические условия формирования залежей нефти и газа. Охарактеризованы современные структурные планы месторождения и история их образования. Рассмотрены состав, строение, условия формирования, постседиментационные преобразования и фильтрационно-емкостные свойства всех продуктивных пластов месторождения. Оценены качества проницаемых комплексов, перекрывающих их флюидоупоров месторождения. Изложены методы подсчета запасов углеводородов и охарактеризована их полная структура. Приведены карты прогноза плотностей начальных суммарных ресурсов углеводородов всех продуктивных пластов месторождения
Бесплатно
Статья научная
Поддержание уровней добычи нефти на зрелых месторождениях Западной Сибири невозможно без геологических моделей, максимально полно отражающих строение природных резервуаров и залежей нефти. Современное моделирование выполняется многофункциональными программными средствами, позволяющими учесть весь объем исторически накопленных геологических данных, однако важнейшим элементом соответствия модели объекту моделирования является ее методологическая основа - выбор правильной геологической концепции строения природного резервуара, заложенной в основу моделирования. Недоучет или недостаточная проработка концепции приводит к упрощенному пониманию геологического строения. За ширмой ложного понимания геологического строения такая модель может существовать годами, накапливая множественные нестыковки и допущения, что со временем может привести к кризису геологической основы. Для недропользователей это грозит повышенными экономическими затратами, что особенно критично на финальных стадиях разработки. На примере продуктивных резервуаров группы пластов АВ готерив-баррем-аптского возраста уникального Ватьеганского месторождения показана возможность пересмотра исторических геологических моделей. При переосмыслении концептуальной основы привлечен генезис продуктивных отложений, который стал ключом к пониманию формирования сложной системы резервуаров. Корреляция, выполненная на основе новой концепции, учитывает генетические особенности пород и отражает множественные гидродинамические окна слияния пластов. Новая модель позволила объяснить множественные исторические допущения, а также отобразить всю реальную сложность геологического строения
Бесплатно
Корреляционные зависимости микроэлементного состава природных объектов
Статья научная
В статье рассмотрены корреляционные связи микроэлементного состава природных объектов со средними модельными составами различных типов биоты (морской и наземной) и земной коры разного уровня (верхней, средней и нижней). Проанализированы содержания микроэлементов в углекислых и грязевулканических флюидах региона Большого Кавказа, в естественных термальных выходах, водоемах и поровых растворах кальдеры вулкана Узон (Камчатка), а также в нефтях мегарезервуаров основных нефтегазоносных бассейнов России и нефтепроявлений Камчатки. В подавляющем большинстве проанализированных проб нефтей Волго-Уральского (Ромашкинское месторождение), и Западно-Сибирского (группа месторождений Шаимского региона) нефтегазоносных басейнов максимальная корреляция микроэлементного состава нефтей наблюдается с составом нижней коры. Микроэлементный состав нефтей и нефтепроявлений кальдеры вулкана Узон на Камчатке характеризуется более тесными корреляционными связями с составом верхней коры. Максимальная корреляция с составом средней континентальной коры выявлена для углекислых и грязевулканических вод Большого Кавказа. Полученные закономерности интерпретируются как следствие тесной связи указанных флюидных систем с восходящими потоками свежемобилизованных вод - продуктов дегидратации. В условиях активного тектонического режима и повышенных глубинных температур реакции дегидратации протекают на меньших глубинах и восходящие флюидные потоки несут микроэлементную метку меньших глубин. Для мегантиклинали Большого Кавказа доминирует вклад наземных, а для грязевулканических флюидов Азербайджана, Грузии и Таманского полуострова - морских организмов. Выявленные различия подтверждают полигенность источников микроэлементов в нафтидах и гидротермах, связанных с исходным для нефтеобразования живым веществом и восходящими потоками глубинных флюидов, и свидетельствуют об эффективности применения используемого варианта корреляционного анализа для исследования микроэлементного состава природных объектов
Бесплатно
Статья научная
В настоящее время перспективы нефтегазоносности карбонатных отложений среднеордовик-раннедевонского возраста в Тимано-Печорской провинции слабо изучены и еще недооценены. В статье приведен анализ геолого-геофизического материала в соответствии с выделенными критериями нефтегазоносности отложений среднеордовик-раннедевонского возраста в пределах Хорейверской впадины (Большеземельский палеосвод), Варандей-Адзьвинской структурно-тектонической зоны (вал Сорокина) и Денисовской впадины (Лайско-Лодминское палеоподнятие). Выделены структурно-тектонические, литолого-фациальные, геохимические и гидрогеологические критерии нефтегазоносности рассматриваемых отложений. Основными факторами формирования коллекторских свойств в карбонатных отложениях среднеордовик-раннедевонского возраста являются: условия осадконакопления (литораль, сублитораль, лагуна, тектоника) и постседиментационные преобразования отложений (доломитизация, перекристаллизация, выщелачивание и трещинообразование). Нефтегазоматеринские отложения силура, нижнего девона прошли фазы нефтегазообразования. Высокий нефтегенерационный потенциал среднеордовик-нижнедевонских отложений, промышленные притоки нефти свидетельствуют о высоких перспективах этих отложений. Залежи открыты в отложениях силурийского и раннедевонского возраста. Они связаны с карбонатными отложениями, которые подверглись гипергенным процессам, что связано с длительным перерывом в осадконакоплении. По гидрогеологическому критерию рассматриваемые территории относятся к зонам с затрудненным водообменом. В заключение предлагается создать геологическую модель формирования среднеордовик-нижнедевонского комплекса и выделить перспективные объекты
Бесплатно
Статья научная
Геодинамическая обстановка, способствующая возникновению углеводородных залежей, отличается обязательным совместным участием катагенетической (региональной фоновой) и гидротермальной (локальной наложенной) проработками пород. С точки зрения энергетики это прогрев, вызванный монотонным длительным погружением, но усиленный гидротермальным процессом, порожденным кратковременной сейсмотектонической активностью, т. е. тектоногидротермальной деятельностью. Проблема заключается в том, что геологи часто игнорируют сейсмотектонический фактор, который с участием горячих вод резко увеличивает массообмен в геологической среде. Это вызывает стремительную эмиграцию микронефти из материнских толщ и при благоприятных условиях образование залежей углеводородов. В статье доказывается, что структурная перестройка рифтогенных бассейнов сопровождается тектоногидротермальной активизацией. Эпигенетические процессы, ей сопутствующие, контролируются в первую очередь конвективным тепломассопереносом. Газово-жидкие включения новообразованных минералов, как и сами минералы, служат индикаторами тектоногидротермальных явлений. Подвижность газово-жидких углеводородов при первичной и латеральной миграции определяется, прежде всего, интенсивностью наложенного тектоногидротермального воздействия. Показатель интенсивности последнего равен отношению максимальных палеотемператур гомогенизации к палеотемпературам, рассчитанным по отражательной способности витринита. Этот показатель, выявленный для одних и тех же интервалов геологического разреза, характеризует уровень палеотермического несоответствия природной системы. Он может использоваться при прогнозных оценках территории на углеводородное сырье. Для перспективных рифтогенных площадей, где материнские породы достигли температурной зоны 80-160 °С за счет кондуктивного прогрева, значения уровня палеотермического несоответствия варьируют в пределах 1,4-2,3
Бесплатно
Статья научная
На территории одного из крупных нефтегазовых месторождений Восточной Сибири, расположенного в юго-западной части Непского свода, было выполнено поисково-разведочное бурение с полным отбором керна из основных нефтегазоносных интервалов, в том числе получен керновый материал из нижней части осадочного чехла, сложенного вендскими осадочными отложениями непской свиты. По керну были проведены лабораторные исследования для детальной характеристики интервалов развития слабозасолоненных коллекторов в разрезе нижневендских пород нижненепской подсвиты, которые являются объектом исследования в представленной статье. В данной статье освещаются результаты преимущественно лабораторных исследований литологического состава нижненепских пород. В разрезах скважин выделена последовательность циклопачек, слагающих базальную, среднюю и верхнюю толщи нижненепской подсвиты. Каждая группа пород отличается различными литолого-седиментологическими характеристиками, коллекторскими свойствами, степенью засолонения и глинизации. Наиболее засолонены и карбонатизированы мелко- и среднезернистые мезомиктовые песчаники средней толщи подсвиты, в меньшей степени - мелкозернистые аркозовые песчаники верхней толщи. Ряд относительно близкорасположенных скважин в центральном секторе площади исследования похож высоким содержанием минералов преимущественно сульфатной группы эвапоритов и карбонатых минералов в составе пород средней толщи нижненепской подсвиты. Среди карбонатных минералов преобладает доломит, которым нацело сложены отдельные пропластки. Он также присутствует в виде цемента в линзах и прослоях песчаников, в отдельных образцах его содержание превышает 90 %. В скважине, пробуренной на периферии участка в западном секторе района исследований, характер разреза в интервале средней толщи существенно отличается. Были вскрыты обломочные отложения, преимущественно засолоненные галитом по всему разрезу исследуемого интервала. На основе комплексного анализа имеющихся геолого-геофизических данных охарактеризован литологический состав пород и установлены интервалы развития солей в разрезах скважин, а также предложен методический подход в целях прогноза зон засолонения терригенных пород и зон, перспективных для поисково-разведочного бурения, применение которого возможно уже на этапе начальной интерпретации материалов сейсморазведки 3D
Бесплатно
Статья научная
Приведены результаты геохимических исследований нефти одного из старейших месторождений Азербайджана - Локбатан - современными инструментальными методами анализа: хромато-масс-спектрометрией, синхронным термическим анализом, элементным анализом, масс-спектроскопией с индукционно связанной плазмой. На месторождении наиболее высокопродуктивными являются горизонты VI-VIa, залегающие на глубине 500-700 м, хотя в пределах собственно Локбатанской складки все горизонты от I до VIII нефтеносны. Высота залежи горизонтов VI-VIa равна 300 м. Исследования потенциального фракционного состава проб нефти месторождения Локбатан проводились на синхронном термическом анализаторе. Углеводородный и биомаркерный составы нефтей определялись методом хромато-масс-спектрометрии. Показано, что нефть является парафинонафтеновой с содержанием ароматики ≈ 13-20 %. Показатель Pr/Ph и отсутствие трициклических терпанов Т19-Т26 характеризуют бассейн седиментации и определяют источник органического вещества, судя по олеанановому индексу, свидетельствующему о большом вкладе наземной растительности и сапропелево-гумусовом генезисе нефти. Расчеты отношений: олеанан/H30 = 0,48 и регулярных стеранов St27 / St28 / St29 = 26/25/49 также свидетельствуют о преобладании высших наземных растений. Подсчитан коэффициент нечетности - СРI = 1,12-1,75, указывающий на высокое содержание нечетных n-алканов, что связано с окислительной обстановкой осадконакопления, свидетельствующей о зарождении органического вещества в мелководном бассейне. Все анализируемые пробы нефти месторождения Локбатан являются железистыми; предложен концентрационный ряд микроэлементов, содержащихся в исследуемых пробах нефти. Преобладающими микроэлементами, помимо железа, являются титан и никель
Бесплатно
Статья научная
Целью исследования является построение трехмерной геостатистической модели, используя интеграцию сейсмических данных с диаграммами каротажа скважин для характеристики свойств резервуара и дальнейшего процесса разработки углеводородов нижнемелового резервуара К1 на нефтяном месторождении Джар (Jar). В ходе исследования отобран материал по 18 скважинам для построения геологических и петрофизических моделей с использованием пакета программного обеспечения Petrel™. Программа Petrel™ применяется в Казанском федеральном университете и Сирийской нефтяной компании (SPC), которая предоставила набор исходных данных для этого исследования. Процесс создания трехмерной геологической модели нефтяного месторождения Джар включал в основном структурное моделирование и расчет параметров резервуара с использованием различных алгоритмов. Структурное моделирование показало, что нефтяное месторождение Джар состоит из трех блоков (01, 02 и 03), которые отделены друг от друга основными разломами. Моделирование свойств резервуара выявило, что отложения резервуара К1 месторождения Джар являются хорошим коллектором с благоприятными петрофизическими свойствами (высокая пористость и низкая водонасыщенность) и высоким содержанием нефти в экономически оправданных объемах. Трехмерная модель отображает подробную конфигурацию зонирования и вертикального переслаивания резервуара K1 в нефтяном месторождении Джар. Трехмерная геологическая модель помогает при разработке нефтяного месторождения Джар, оценке потенциальных возможностей добычи и оптимизации процесса разработки. В частности, она может использоваться для прогнозирования формы и размера резервуара К1, боковой непрерывности и степени взаимосвязанности резервуара, а также внутренней неоднородности нефтяного резервуара на месторождении Джар
Бесплатно
Методика интегрирования геофизических методов на региональном этапе геолого-разведочных работ
Статья научная
В статье рассматриваются подходы и методика интеграции данных сейсморазведки и гравиметрии при региональных работах на нефть и газ. Описывается информационная основа регионального этапа и обосновывается необходимость интеграции разнометодной информации. Пояснены сложности, возникающие при использовании данных гравиметрии, которые приводят к необходимости двухэтапной методики ее использования. На первом этапе с опорой на геометрию глубинных сейсмических границ строится укрупненная модель осадочного чехла и земной коры, обеспечивающая редуцирование поля силы тяжести на глубину кристаллического фундамента. На втором этапе проводится интеграция данных в пределах осадочного чехла на основе пластовой глубинно-скоростной модели с учетом сейсмостратиграфической и сейсмофациальной интерпретации сейсмических разрезов. Использование гравиметрической информации позволяет более обоснованно интерполировать и экстраполировать структурные поверхности в межпрофильном пространстве, а также прогнозировать положение и форму интрузивных тел. Результат двухэтапного интегрирования данных сейсморазведки и гравиметрии представлен толстослоистой 3D-моделью, описываемой взаимоувязанными геометрическими, скоростными и плотностными характеристиками. Методика опирается на технологические возможности геоинформационной системы INTEGRO. Приведен пример применения описанной методики.
Бесплатно
Статья научная
Выделены области различного вещественного состава отложений аален-байосского, батского и оксфордского региональных резервуаров от преимущественно песчаного до глинисто-алевритового, которые закономерно распределены по территории региона. Рассмотрены обстановки образования отложений проницаемых комплексов и флюидоупоров резервуаров, которые накапливались преимущественно в морских условиях. Впервые составлен набор карт толщин и вещественного состава проницаемых комплексов всей территории региона. Показано, что на протяжении среднеюрской и позднеюрской эпох наиболее интенсивным был снос алевритово-песчаного материала с Сибирского кратона. Поэтому вещественный состав отложений этого источника сноса более песчаный, чем вблизи Таймырской складчатой области. Установлена закономерность изменения фильтрационно-емкостных свойств резервуаров в зависимости от глубины залегания. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают гранулярные коллекторы, залегающие на глубине до 3,5 км. Ниже этого значения на каждый 1 км углубления пористость коллекторов уменьшается на 2-2,5 %. Начиная с глубины 4,5 км их открытая пористость обычно не превышает 12-13 %, а глубже 5 км коллекторы имеют открытую пористость, близкую к их граничному значению. Проницаемость коллекторов также уменьшается сверху вниз по разрезу. Прогноз толщин малоизученных коллекторов осуществлен на базе имеющейся ограниченной по объему аналитической и промыслово-геофизической информации, выявленной закономерности изменения их фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от глубины залегания и анализа вещественного состава отложений проницаемых комплексов. Выделены области очагового распределения коллекторов и области их отсутствия. Первые из них подразделяются на области наибольших, средних, пониженных и низких значений толщин коллекторов. Впервые построены карты с оценкой качества флюидоупоров для всей территории исследуемого региона.
Бесплатно
Статья научная
Выделены области разного вещественного состава отложений тоарского, плинсбахского и геттанг-синемюрского резервуаров от преимущественно песчаного до глинисто-алевритового, которые закономерно распределены по территории региона. Рассмотрены обстановки образования отложений проницаемых комплексов и флюидоупоров, которые накапливались преимущественно в морских условиях. Впервые составлен набор карт толщин и вещественного состава проницаемых комплексов региональных резервуаров всей территории рассматриваемого региона. Показано, что на протяжении всей раннеюрской эпохи наиболее интенсивным был снос алевритово-песчаного материала с Сибирской платформы. Поэтому вещественный состав нижнеюрских отложений вблизи этого источника сноса более песчаный, чем близрасположенных к Таймырской складчатой области. Установлена закономерность изменения фильтрационно-емкостных свойств региональных резервуаров в зависимости от глубины залегания. Наилучшими фильтрационно-емкостными свойствами обладают гранулярные коллекторы, залегающие на глубине до 3,5 км. Ниже этого значения на каждый 1 км углубления пористость коллекторов уменьшается на 2-2,5 %. Начиная с глубины 4,5 км их открытая пористость обычно не превышает 12-13 %, а глубже 5,5 км коллекторы имеют открытую пористость, близкую к их граничному значению. Проницаемость коллекторов также уменьшается вниз по разрезу. Прогноз толщин малоизученных коллекторов осуществлен на базе имеющейся ограниченной по объему аналитической и промыслово-геофизической информации, выявленной закономерности изменения их фильтрационно-емкостных свойств в зависимости от глубины их залегания и анализа вещественного состава отложений проницаемых комплексов. Выделены области очагового распределения коллекторов и их отсутствия. Первые из них подразделяются на области наибольших, средних, пониженных и низких значений толщин коллекторов. Впервые оценены качества лайдинского, китербютского и левинского флюидоупоров на всей территории исследуемого региона с построением карт качества каждого
Бесплатно
Статья научная
Представлены результаты анализа данных комплексных геофизических исследований центральной части Енисей-Хатангского регионального прогиба, полученные в процессе построения его объемной плотностной модели. Внимание фокусируется на важных элементах глубинной архитектуры - магматических образованиях периода геодинамической активизации рубежа палеозоя и мезозоя. Данные региональных профильных постановок МОГТ и МТЗ интерпретируются с опорой на районирование потенциальных полей, 2D и 3D-геофизические инверсии и классификацию магматических комплексов. Получены новые материалы для актуализации структурно-тектонических моделей Енисей-Хатангского регионального прогиба: оконтурены области распространения погребенных туфобазальтов и пояс бортовых интрузивов, локализованных по глубине и идентифицированных по составу в профильных разрезах. Предложены возможности использования результатов проведенного анализа для поисков потенциальных ловушек углеводородов, ассоциированных с магматическими структурами, а также в качестве дополнительных ограничений гипотез об этапах формирования Енисей-Хатангского регионального прогиба
Бесплатно
