Статьи журнала - Геология нефти и газа
Все статьи: 185
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
Для оптимизации количественной оценки прогнозных ресурсов нефти и газа ранее были предложены схемы нефтегазогеологического районирования отдельно российского и казахстанского секторов Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Поскольку геологические и нефтегазогеологические границы не совпадают с государственными и административными границами, а Прикаспийская нефтегазоносная провинция представляет собой единый нефтегазоносный бассейн, предлагается единая, согласованная схема нефтегазогеологического районирования подсолевого мегакомплекса Прикаспийской нефтегазоносной провинции. Предложенный вариант районирования базируется на методических подходах бассейнового моделирования и заключается в оценке степени обеспеченности процессов формирования скоплений нефти и газа эмигрировавшими, сохранившимися жидкими и газообразными углеводородами. В основу выделения нефтегазосборных площадей (зон дренирования) по подсолевым отложениям положен современный структурный план подошвы региональной соленосной покрышки кунгура. Выделены две нефтегазоносные области - Северо-Прикаспийская (Волгоградско-Оренбургская) и Южно-Прикаспийская (Астраханско-Актюбинская), а в их пределах - преимущественно нефте- и газоносные районы
Бесплатно
Статья научная
В статье рассмотрено состояние запасов и ресурсов наименее изученной из всех континентальных нефтегазоносных провинций России - Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Оценены перспективы прироста запасов: по данным проведенного во ВНИГНИ геолого-экономического анализа, прирост запасов углеводородов может составить не менее 4800-5000 млн т условного топлива, в том числе нефти - не менее 1500 млн т. Авторы статьи считают, что для обеспечения бесперебойной работы действующих магистралей трубопроводного транспорта, в первую очередь нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан, необходимо возобновить за счет федерального бюджета системные нефтегазопоисковые работы регионального этапа по обоснованию зон нефтегазонакопления с обязательной заверкой объектов параметрическим бурением в наиболее перспективных районах провинции. К таковым относятся Оморино-Камовская зона нефтегазонакопления, Моктаконо-Таначинская, Байкитская, Предпатомская, Приенисейская и Троицко-Михайловская прогнозируемые зоны нефтегазонакопления, Путоранская и Усть-Майская нефтегазоперспективные зоны. Кроме того, поисковый интерес представляют системы кембрийских рифов, широко распространенные по всей территории Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции. Для всех вышеназванных перспективных зон рекомендованы конкретные геологоразведочные работы, в первую очередь - бурение параметрических скважин, необходимых для заверки подготовленных сейсморазведкой объектов и решения задачи прогноза нефтегазоносности потенциально нефтегазоносных комплексов. Рекомендуемые и последующие геологоразведочные работы будут высокоэффективными при обеспечении следующих условий: 1) анализ и обоснование оптимального комплекса геолого-геофизических методов поисковых работ для конкретных нефтегазопоисковых зон Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции, выполняемых за счет госбюджетного финансирования; 2) организация геологоразведочных работ должна строиться на основе разработанных и утвержденных на НТС Роснедра программ, то есть на основе программно-целевого подхода; 3) научное сопровождение и контроль за выполнением программ по опоискованию нефтегазоперспективных зон должны выполняться организацией назначенной Роснедра; 4) финансирование геологоразведочных и научно-исследовательских работ должно реализовываться в соответствии с программно-целевым принципом; 5) параметрические и колонковые скважины следует бурить только специализированной буровой организации (предприятию), имеющей соответствующий опыт и находящейся в ведении Роснедр
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
Надвигообразование и нефтегазоносность Предуральского краевого прогиба
Статья научная
В статье рассмотрены вопросы надвиговой тектоники, широко представленной в Предуральском краевом прогибе, возникшей в конвергентный период развития Тимано-Печорского нефтегазоносного бассейна. На конкретных примерах показана взаимосвязь надвигов с нефтегазоносностью основных продуктивных комплексов. Сделана попытка ранжирования надвиговых структур на территории прогиба, дана краткая характеристика коллекторов основных природных резервуаров, показана закономерность их улучшения в аллохтонных блоках. Выделены надвиговые нарушения трех порядков: III (локального), II (зонального) и I (регионального). Надвиг регионального уровня пока один, но может быть установлен бурением на западном склоне Коротаихинской впадины. Нарушения разного порядка рассмотрены на конкретных примерах - различных структурах и месторождениях. Как правило, коллекторы с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами приурочены к аллохтонным блокам. Это связано с более широким развитием трещиноватости. Определены наиболее перспективные зоны возможного газо- и нефтенакопления, приуроченные к надвиговым дислокациям
Бесплатно
Статья научная
Проведенный анализ состояния ресурсной базы Республики Калмыкия свидетельствует о высоком нефтегазовом потенциале прикаспийской части региона при крайне низкой степени его разведанности. Важная роль в восполнении ресурсной базы нефтегазового комплекса республики на ближайшую перспективу отводится надсолевому комплексу, как наиболее доступному для освоения. Выполненные на Хаптагайском участке Сарпинского прогиба комплексные геолого-геофизические исследования (сейсморазведка МОГТ-2D, зондирование становлением поля в ближней зоне, бассейновое моделирование) позволили разработать модель геологического строения надсолевого комплекса, выявить и оконтурить зоны нефтегазонакопления. В основу выделения зон нефтегазонакопления была положена главная особенность строения надсолевого комплекса, обусловленная соляно-купольным тектогенезом. В качестве зон нефтегазонакопления по надсолевым отложениям предлагается рассматривать соляно-купольные структуры (соляной купол, соляная гряда, соляной массив) и примыкающие к ним склоны межкупольных мульд, представляющие собой самостоятельные нефтегазовые системы, в пределах которых осуществляются процессы генерации, миграции (в том числе за счет подтока из подсолевых отложений) и аккумуляции углеводородов. На основании выполненных структурных построений по основным отражающим горизонтам в пределах зон нефтегазонакопления выявлены локальные нефтегазоперспективные объекты (ловушки углеводородов разного типа) и оценены локализованные ресурсы нефти и газа. Наиболее перспективные зоны нефтегазонакопления рекомендованы в качестве первоочередных объектов для лицензирования при проведении поисково-оценочных работ
Бесплатно
Направления и методология изучения "остаточного" углеводородного потенциала Западной Сибири
Статья научная
Статья посвящена трем юбилейным датам: 75-летию начала геолого-разведочных работ, 70-летию открытия первого месторождения в Западной Сибири и 70-летию деятельности ФГБУ «ВНИГНИ». Проанализированы основные результаты геологического изучения недр Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции за указанный период, сформулированы направления дальнейших исследований в периферийных малоизученных, но нефтегазоперспективных областях Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (зоны Запад, Юг, Восток). Представлена детальная характеристика перспективных зон, сведения об их ресурсном потенциале, составляющем около 27 млрд т усл. топлива с некоторым преобладанием газообразных углеводородов. Предложен рациональный подход к процессу дальнейшего геологического изучения недр Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в соответствии с которым перспективные участки для детального исследования площадной сейсморазведкой МОГТ и бурением выбирают на основе интегрированного анализа данных региональных грави-магниторазведочных и сейсморазведочных работ, геоиндикационного дешифрирования топографических карт и космоснимков. Важным этапом оценки перспектив нефтегазоносности является критический анализ качества ранее выполненных геолого-разведочных работ. Массовая переобработка архивных сейсморазведочных данных МОГТ (как региональных, так и площадных) с использованием современных программно-технических комплексов, в сочетании с тщательным анализом и критической оценкой качества ранее выполненного бурения в периферийных районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, является методической основой открытия новых, достойных масштабов Западной Сибири, месторождений нефти и газа
Бесплатно
Статья научная
Приступая к формулировке научных основ и методических приемов прогноза и поисков крупных и гигантских скоплений УВ, авторы в своих исследованиях всегда обращаются к основополагающим работам ученого-мыслителя-практика академика Алексея Эмильевича Конторовича. Основные понятия органической геохимии, необходимые для осмысления и интерпретации современного материала по углеродсодержащим формациям, основы геолого-геофизико-геохимических знаний о нефтегазоносных бассейнах и процессах онтогенеза нафтидов в них, базируются на работах А.Э. Конторовича - о нефтематеринских и нефтепроизводящих свитах, битумоидах (аллохтонных, автохтонных, параавтохтонных), главной фазе (стадии) нефтегазообразования, катагенетической стадийности и зональности нефтегазообразования и многом другом. Масштабы миграции битумоидов лежат в основе объемно-генетического метода оценки прогнозных запасов нефти, разработанного А.Э. Конторовичем по многим регионам Советского Союза, России и союзных республик, который имеет решающее значение при выборе объектов поисково-разведочных работ. Эти идеи и их преломление на огромном фактическом материале являются первоосновными, фундаментальными, тем краеугольным камнем, который необходим для дальнейшего развития новых направлений геолого-геохимических исследований. Анализ и систематизация представлений о влиянии геолого-геохимических факторов на формирование и нефтегазоносность мегарезервуаров осадочных бассейнов проведены авторами статьи по нескольким направлениям: показаны общие оценки масштабности резервуаров нефтегазоносных бассейнов мира по ряду геолого-геохимических признаков, количественные критерии поисков месторождений-гигантов нефти и газа с применением геолого-математического моделирования и прогноз объектов нефтегазовых скоплений в сланцевых формациях геохимическими методами
Бесплатно
Статья научная
В Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, где планомерные геолого-разведочные работы проводятся около 100 лет, открыто более 240 месторождений углеводородов и создана мощная нефтегазодобывающая промышленность. За последние годы достигнутые уровни добычи нефти и особенно газа не обеспечиваются сырьевыми углеводородными ресурсами. При этом, разведанность прогнозных ресурсов нефти составляет немного более 50 %, свободного газа - 30 %. Одним из высокоперспективных направлений геолого-разведочных работ являются поднадвиговые зоны. В статье на основе структурно-тектонического, литолого-фациального и морфогенетического анализов рассмотрен неразведанный потенциал поднадвиговых структур. Обосновано выделение разнотипных поднадвиговых зон в платформенной части и краевых прогибах Тимано-Печорской провинции. Выделено четыре типа поднадвиговых зон: платформенный внутриконтинентальный и окраинно-континентальный рифтогенный, шовный, краевых прогибов, складчатых поясов. Рассмотрены критерии, позволяющие сделать вывод о высоком углеводородном потенциале поднадвиговых структур Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции и даны рекомендации методического характера по доизучению поднадвиговых зон
Бесплатно
Статья научная
В геологической истории Земли неоднократно возникали условия для концентрации в морских осадках аномально высоких содержаний органического вещества. Проблема изучения таких образований весьма актуальна, так как они часто содержат сланцевую нефть. В настоящее время высокие перспективы в отношении запасов сланцевой нефти и газа связывают с различными по возрасту толщами горных пород. В пределах Сибирской платформы наиболее высокие концентрации органического вещества накапливались в куонамской битуминозной глинисто-кремнисто-карбонатной формации конца раннего - начала среднего кембрия. В статье рассмотрены материалы, полученные в ходе изучения естественных обнажений куонамской формации Восточной Сибири, а также на основе накопленных данных по геофизической, геохимической и петрофизической изученности отложений. По результатам проведения диагностики генетических типов отложений выполнено структурно-фациальное районирование территории в зоне распространения куонамской и иниканской свит и на прилегающих площадях, что позволило определить в изучаемых отложениях три основные структурно-фациальные зоны и оценить ресурсный потенциал по впервые выделенным расчетным участкам и нефтегеологическим областям Лено-Тунгусской провинции в целом. Выделены зоны с максимальной плотностью начальных ресурсов для проведения первоочередных геолого-разведочных работ. Максимальные значения плотностей ресурсов прогнозируются в пределах Анабарской, Вилюйской и Северо-Алданской нефтегазоносных областей
Бесплатно
Статья научная
На территории Денисовского прогиба карбонатные отложения верхнеордовик-нижнедевонского нефтегазоносного комплекса рассматриваются в качестве перспективных поисковых объектов для выявления залежей углеводородов. Их продуктивность была установлена на Западно-Командиршорском-II месторождении, а также на Кэрлайской площади, где в поисковой скв. 1 из верхнесилурийских отложений получен приток легкой нефти. Для оценки углеводородного потенциала нижнепалеозойских отложений и возможности формирования сингенетичных залежей были исследованы образцы керна и нефти из скв. Кэрлайская-1 методами углепетрографии, органической и изотопной геохимии. В изученном разрезе скважины нефтематеринские породы определены в верхнесилурийских и верхнефранских отложениях, которые классифицируются как изначально средне- и высокопродуктивные. Совокупность углепетрографических (RVeq, %) и геохимических (Tmax, 20S/(20S + R), αββ/(αββ + ααα), 22S/(22S + R), Ts/Tm, MPI-1) данных указывает, что органическое вещество нефтематеринских отложений достигло высокой степени катагенетической преобразованности (конец МК3 - конец МК4), отвечающей заключительным этапам главной фазы нефтеобразования. Петрографический состав органического вещества, представленного только битуминитом и продуктами его преобразования, а также характер распределения н-алканов c преобладанием нечетных гомологов (н-С15, н-С17) и изотопно-легкий состав органического углерода (δ13С = -32…-28 ‰) в битумоидах пород и нефти свидетельствуют об однотипном планктонно-водорослевом источнике. Установлено, что по характеру распределения н-алканов и н-алкилциклогексанов, особенно по преобладанию нечетных углеводородов состава С15 и С17, а также изотопно-легкому составу углерода насыщенной фракции, нефть коррелирует с органическим веществом верхнесилурийских нефтематеринских отложений. Установленный высокий генерационный потенциал верхнесилурийских отложений и возможность формирования сингенетичных скоплений углеводородов, а также выявленная нефтегазоносность на различных площадях Денисовского прогиба (Кэрлайской, Западно-Командиршорском-II месторождении) дают основание рассматривать нижнепалеозойский комплекс в качестве перспективного объекта для проведения геолого-разведочных работ и открытия новых залежей.
Бесплатно
Статья научная
Основной задачей геолого-разведочных работ в регионе с позиции экономической эффективности является поиск нефтяных залежей, приуроченых к литологическим и структурно-литологическим ловушкам, широко распространенным в клиноформном комплексе. Новые данные, полученные в 2014-2020 гг. в результате проведения геолого-разведочных работ как силами недропользователей, так и в рамках государственных программ, дают основание для существенного расширения площади высокоперспективных земель и выделения самостоятельных зон нефтенакопления в клиноформном комплексе Енисей-Хатангского регионального прогиба. Рассмотрены особенности строения клиноформного комплекса, установлены критерии выделения зон нефтенакопления и конкретных нефтеперспективных объектов, что позволило существенно повысить прогнозную оценку ресурсов нефти
Бесплатно
Новые данные о геологическом строении Томской нефтегазоперспективной зоны
Статья научная
В статье рассмотрены основные результаты работ по государственному контракту № 58. На основе комплексной интерпретации материалов МОВ-ОГТ (24,7 тыс. км, включая 8,5 тыс. км, обработанных в современных программных комплексах), данных бурения 125 глубоких скважин, дополненных 275 скважинами из сопредельных территорий для уточнения стратификации и нефтегазогеологических параметров разреза, и данных грави- и магнитометрических съемок, уточнено геологическое строение доюрского основания и осадочного чехла восточной части Томской области. Реконструирована история тектонического развития осадочного чехла, что позволило существенно уточнить конфигурацию структур I, II и III порядков, выделить отрицательную структуру II порядка на территории Барабинско-Пихтовской моноклинали, а также установить блоковое строение территории с принципиально разной историей тектонических процессов. По Белоярскому разлому до середины средней юры происходило разделение территории на два блока. Северо-восточный блок испытывал интенсивное и устойчивое прогибание, а для юго-западного блока были характерны восходящие движения; исключение составляла краевая юго-западная часть территории (Бакчарская впадина), испытавшая интенсивное погружение. В позднеюрское время резко снизилась структуроформирующая роль Белоярского разлома. Ориентация тектонических движений и, соответственно, простирание палеоструктур сменилось с юго-западной на северо-восточную. В раннемеловое время на юго-востоке произошел резкий рост структур с образованием единой моноклинали, объединяющей Чулымскую мегатеррасу с Тегульдетской впадиной, Барабинско-Пихтовую моноклиналь и Белоярский мегавал, что обусловило формирование принципиально иных структурных блоков: юго-восточного, интенсивно растущего, и северо-западного, погружающегося. Результаты моделирования процессов генерации, миграции и аккумуляции углеводородов сопоставимы с историей тектонического развития территории. Оценка ресурсного потенциала выявленных перспективных объектов по категории Дл показывает, что наиболее перспективными являются структуры и отдельные площади, унаследованно развивающиеся с позднего палеогена как поднятия. В итоге подчеркнута необходимость завершения региональных исследований на периферии Западно-Сибирской плиты
Бесплатно
Статья научная
По результатам геолого-геофизических исследований, проведенных во второй половине XX в. на северо-восточном борту Евлах-Агджабединского прогиба, установлена нефтегазоносность глубокопогруженных мезозойских горизонтов верхнего мела, а также неглубокозалегающих отложений палеогена и миоцена. Нефтегазоносные продуктивные толщи выявлены в пределах структур Мурадханлы, Зардаб, Шыхбаги и Джафарли, входящих в Зардаб-Мурадханлы-Джафарлинский тектонический пояс. В основном нефтегазоносность связана с трещиноватыми эффузивными и карбонатными породами верхнего мела, а также с осадочно-вулканогенными отложениями среднего эоцена и частично - с терригенными коллекторами майкопа - чокрака, относящимися к пластово-сводовому типу ловушек. Рядом исследователей был сделан вывод о том, что при наличии благоприятных геологических условий на северо-восточном борту прогиба мезозойские отложения также могут содержать промышленные залежи нефти и газа. Исходя из этого, за последние годы основной объем поисково-разведочного бурения и разведочных работ геофизическими методами был сконцентрирован на Евлах-Агджабединском прогибе, где, наряду с палеоген-миоценовыми, широко развиты мезозойские отложения. В результате этих работ было уточнено глубинное структурно-тектоническое строение и нефтегазоносность как юго-западного, так и северо-восточного склонов прогиба. По результатам определения углеводородной насыщенности выявлены различия северо-западного и юго-восточного склонов как по структурно-тектоническим особенностям, так и по нефтегазоносности, что, возможно, связано с разными циклами складчатости кайнозойской и мезозойской эр
Бесплатно
