Перспективы нефтегазоносности и результаты ГРР. Рубрика в журнале - Геология нефти и газа
Статья научная
Снижение геологических рисков, в частности затрат на бурение сухих скважин, за счет повышения достоверности прогноза перспектив нефтегазоносности на слабоизученных территориях является актуальной проблемой региональных геолого-разведочных работ в современных экономических реалиях. Одним из стандартов таких работ за последние 10 лет стало трехмерное бассейновое моделирование, которое существенно снижает риски и расходы компаний, возникающие при недостоверной оценке нефтегазоносности. В данной статье авторы оценили перспективы и ресурсный потенциал всех основных нефтегазоносных комплексов на слабоизученной территории Пермского края с применением метода анализа геолого-геофизических данных на основе бассейнового моделирования. В результате исследования построена трехмерная бассейновая модель зон сочленения Юрюзано-Сылвенской депрессии, Бымско-Кунгурской моноклинали, Бабкинской седловины и Пермского свода и выданы рекомендации по дальнейшему направлению нефтепоисковых работ. Помимо практических задач поиска новых залежей углеводородов и их количественной оценки, коллективу авторов статьи удалось выявить основные закономерности миграции нефти и газа по исследуемой территории. Данные научные выводы позволят в дальнейших исследованиях минимизировать погрешности моделирования, связанные с выбором границ моделирования и с учетом распространения нефтегазоматеринских пород на территории для оценки генерации, миграции и аккумуляции углеводородов
Бесплатно
Статья научная
Снижение геологических рисков, а также затрат на бурение сухих скважин за счет повышения достоверности прогноза перспектив нефтегазоносности на слабоизученных территориях является актуальной задачей региональных геолого-разведочных работ в современных экономических реалиях. Одним из стандартов таких работ за последние 10 лет стало бассейновое моделирование, применение которого существенно дешевле расходов компаний, которые могут возникнуть при недостоверной оценке нефтегазоносности. При помощи современного программного обеспечения седиментационного и бассейнового моделирования авторами статьи осуществлен прогноз нефтегазоносности территорий с различной степенью изученности в зоне сочленения Ракшинской седловины, Висимской моноклинали и Камского свода Пермского края. В частности, по наиболее погруженному и менее изученному девонскому терригенному нефтегазоносному комплексу построена пилотная седиментационная модель, позволившая спрогнозировать породы-коллекторы и флюидоупоры по изучаемой территории. Далее по результатам бассейнового моделирования, с учетом новых литолого-фациальных карт, оценен ресурсный потенциал как слабоизученного девонского терригенного нефтегазоносного комплекса, так и остальных нефтегазоносных комплексов региона. Кроме того, по прогнозным аккумуляциям бассейновой модели выделены основные перспективные области и направления для дальнейших работ
Бесплатно
Статья научная
В статье описаны этапы и особенности построения вероятностно-статистических моделей зонально-локального прогноза нефтеносности северной части Сургутского свода по структурным параметрам. Рассмотрены вопросы влияния структурного фактора на нефтеносность пласта ЮС1 на территории исследования. Выделены структурные параметры, описывающие закономерности нефтеносности. Приведен метод подбора оптимального окна аппроксимации сеток значения при проведении тренд-анализа, основанного на сравнении параметров по t-критерию Стьюдента. Установлено, что нефтеносность на различных локальных участках контролируется локальными составляющими разной степени аппроксимации. Предложено применение параметра регрессионной составляющей поверхности для решения задач прогноза нефтеносности. Выделены основные закономерности нефтеносности на территории северной части Сургутского свода, отмечено влияние на нефтеносность современных локальных составляющих, палео-структурных параметров, полученных методом тренд-анализа, а также установлена статистическая значимость регрессионных составляющих для прогноза нефтеносности. Построены зональная и ряд локальных моделей прогноза нефтеносности по структурным параметрам. Проведено комплексирование полученных моделей и построена модель зонально-локального прогноза нефтеносности по структурным параметрам. Выделены зональные закономерности нефтеносности территории, которые были уточнены результатами построения локальных моделей на кратно меньших площадях
Бесплатно
Статья научная
Одной из крайне малоизученных нефтегазоперспективных территорий Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции до сих пор остается северная часть Северо-Тунгусской нефтегазоносной области. В пределах плато Путорана на площади более 290 000 км2 не пробурено ни одной параметрической скважины, в связи с чем не выяснены ключевые геологические, геохимические параметры отложений осадочного чехла, без которых невозможна адекватная оценка его нефтегазоносности. Тем не менее, принимая во внимание современные представления о ресурсном углеводородном потенциале Северо-Тунгусской нефтегазоносной области, полученные по результатам количественной оценки, проведенной российскими институтами в 2017 г., данная нефтегазоносная область нуждается в первостепенном комплексном изучении современными геолого-геофизическими методами в рамках стадии прогноза нефтегазоносности регионального этапа. Рекомендуемые в статье приоритетные направления, методы и объемы геолого-разведочных работ позволят в полной мере решить основные поставленные задачи
Бесплатно
Статья научная
Интерпретация региональных сейсмических данных, характеризующих строение Южного Урала и Предуралья, показывает, что окраина Восточно-Европейской платформы испытала два цикла формирования бассейнов континентальной окраины. Один произошел в рифее - венде, второй - в палеозое. Наложение позднепалеозойских деформаций на докембрийский чехол привело к формированию дисгармоничной складчато-надвиговой структуры и совмещению двух седиментационных мегапоследовательностей континентальных окраин. Геологическая интерпретация показывает, что многокилометровые рифей-вендские отложения, вероятно, служили основным источником нефти для соседних крупнейших месторождений центральной части Волго-Уральского бассейна. Вклад в нефтенакопление термически преимущественно незрелых доманиковых отложений играл вспомогательную роль. Это предположение позволяет решить дискуссионную проблему происхождения уникальной концентрации запасов нефти в Волго-Уральском бассейне
Бесплатно
Статья научная
В статье впервые, применительно к центральному и южному районам Сибирской платформы, кратко изложены результаты комплексных исследований строения, состава, оценки качества коллекторов и перспектив нефтегазоносности всех выделенных карбонатных пластов наиболее изученного подсолевого карбонатного (пласты Б12-Б10, Б5, Б4-3) и менее изученного кембрийского галогенно-карбонатного (пласты Б1, А6-А1) комплексов. Показано, что, несмотря на сложность их строения, низкую эффективность выделения объектов поисково-разведочных работ, поскольку они в основном относятся к неантиклинальному типу, а также использования устаревших технологий при вскрытии и испытаний карбонатных пластов, они обладают достаточно высокими перспективами нефтегазоносности. Во всех пластах выявлена промышленная нефтегазоносность. В целом в этих отложениях обнаружено 90 залежей углеводородов, расположенных на 42 месторождениях. Спрогнозированы первоочередные объекты подготовки запасов нефти и газа. При современных методах проведения геолого-разведочных работ в рассматриваемых комплексах объем добычи углеводородного сырья может существенно вырасти до объемов терригенного комплекса венда рассматриваемого региона
Бесплатно
Статья научная
С помощью палеоструктурных построений выделены региональные положительные и отрицательные структурные формы. Среди отрицательных элементов установлен Усть-Айско-Гончаровский прогиб, который протягивался в северо-северо-восточном направлении через всю платформенную часть Башкортостана и в тектоническом отношении разделял древний структурный план на две зоны, Западную и Восточную. Западная зона в процессе своего формирования оказала наибольшее влияние на накопление и распространение карбонатных и терригенных коллекторов. Доломиты и доломитизированные известняки, с которыми связаны коллекторы в пласте С1аl carb, генетически обязаны процессу замещения ионами магния ионов кальция в образующихся минералах известнякового ила в мелководном морском бассейне, дно которого в среднеалексинское время было подвержено эрозионному размыву (вплоть до полного) на существенной платформенной части Башкортостана. Они прослеживаются в разрезах скважин Южно-Татарского свода, его восточного и юго-восточных склонов, почти на всей территории Благовещенской впадины и Бирской седловины и замещены плотными породами в Верхнекамской, Бымско-Кунгурской и Салмышской впадинах, а также в Предуральском прогибе. Современная тектоника алексинского горизонта отличается от древней. В результате прошедших на последующих этапах геологического развития изменений знака движений отдельных блоков вместо положительных форм возникали отрицательные и наоборот. Алексинский горизонт расчленен на три толщи, разрезы которых начинаются однотипными известняками, которые обладают флюидоупорными свойствами и используются в качестве маркирующих реперов. Открытые в нем залежи нефти приурочены к структурам облекания верхнедевонских органогенных построек и могут находиться и в структурах облекания органогенных сооружений нижнего карбона. В ареале распространения органогенных построек имеется немалое число месторождений, разрез которых в отношении нефтеносности совсем не изучался. Такие месторождения отнесены к категории высокоперспективных, остальные территории ареала - к перспективным, а территории, расположенные вне, - к неперспективным
Бесплатно
Статья научная
Промышленные залежи углеводородов в рифейском, вендском терригенном и верхневенд-нижнекембрийском нефтегазоносных комплексах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции Сибирской платформы всегда расположены под региональным экраном, мощной соленосно-карбонатной региональной покрышкой раннекембрийского возраста. В связи с этим изучение закономерностей распространения нижнекембрийских солей является важной геологической задачей. Переоценка фациального фактора и недооценка вторичных изменений приводят к неправильным выводам, что затрудняет региональные геолого-разведочные работы на нефть и газ. На примере Лебяжинской зоны показана несостоятельность некоторых геологических реконструкций. На основе данных бурения, сейсмических профилей и материалов гидрогеохимии выделена область интенсивного выщелачивания, обусловленная дизъюнктивными нарушениями. Доказывается менее сложный и слаборасчлененный характер кембрийской фациальной зональности в районе современного Енисейского кряжа и его обрамления. Это подтверждает известную, теоретически обоснованную точку зрения на позднепалеозойское время его возникновения в современном виде
Бесплатно
Условия осадконакопления тарагайской свиты верхней перми в юго-западной части Вилюйской синеклизы
Статья научная
Результаты геолого-разведочных работ, выполненных в последние десятилетия в юго-западной части Вилюйской синеклизы, определили необходимость детализации литолого-фациального районирования верхнепермского нефтегазоносного комплекса. В связи с этим авторами статьи реконструированы обстановки осадконакопления тарагайской свиты, продуктивность которой доказана в центральной части синеклизы. Комплекс проведенных исследований включал анализ сейсмогеологических данных, палеоморфологические построения, комплексную переинтерпретацию данных геофизических исследований в скважинах, выделение литофаций с использованием методики В.С. Муромцева, а также анализ других скважинных данных. Воссозданы условия накопления тарагайской свиты, связанные главным образом с развитием аллювиального терригенного комплекса на низменной равнине
Бесплатно
Статья научная
Приведены результаты комплексного анализа геолого-геофизических материалов и нефтегазоносности Баренцевоморского региона, а также новые данные U/Pb (LA ICP-MS)-датирования и морфологического изучения обломочных цирконов по четырем образцам песчаников триасовых и юрских отложений, вскрытых скв. Ферсмановская-1 (Баренцево море), что позволило охарактеризовать источники сноса обломочного материала для триасовых и юрских отложений, уточнить региональные палеогеографические реконструкции. В среднем триасе основной снос терригенного материала происходил с юга - юго-востока, с герцинских структур Полярного Урала и Новой Земли (370-220 млн лет), с неопротерозойских комплексов Тиманского орогена и из палеозойских толщ Урала, сложенных в том числе и продуктами размыва Протоуральско-Тиманского орогена (580-525 млн лет). В позднем триасе уральские источники остаются главными, резко уменьшается влияние неопротерозойских и возрастает роль каледонских цирконов (450-400 млн лет) в объеме осадочного материала. В ранней юре в областях размыва появляется новый источник палеопротерозойских цирконов (1,95-1,8 млрд лет). В средней юре не происходит существенных изменений. Таким образом, снос обломочного материала в юре в регион Баренцева моря мог происходить с юга на север и/или с юго-востока на северо-запад
Бесплатно
Эндодренажные системы и нефтегазоносность Охотоморского региона
Статья научная
Эндодренажные системы, канализирующие глубинные флюидопотоки - конструкторы синергетического нефтегазообразования в осадочных бассейнах Охотоморского региона, представляют собой сверхглубинные флюидоразломные структуры, сформированные в результате рифтогенного раскрытия литосферы. Рифтогенная генерация эндодренажных систем обязана своим образованием мезозой-кайнозойской плюмовой активизации сверхглубинных коромантийных разломов (глубинных сдвигов). Последние максимально расширяют сферу своего действия в кайнозойском осадочном пространстве и создают, наряду с основными каналами сдвигового раскрытия, сеть присдвиговых флюидопроводников общей шириной до 20-70 км. Наиболее интенсивное раскрытие литосферы сопровождается мощной энергетикой дегазации недр. Оно характерно для длительно действующих (часто насыщенных мезозойскими офиолитовыми ассоциациями) шовных (сутурных) зон, разделяющих крупные геоблоки. Максимальный углеводородный потенциал в Охотоморском регионе на современном этапе его изученности буровыми работами пока свойственен Восточно-Сахалинской нефтегазоносной суперзоне, соответствующей одноименной сутурной зоне. Присдвиговая кинематика Хоккайдо-Сахалинского субмеридионального глубинного сдвига - стержневого элемента зоны - определяет характер и объемы нефтегазонасыщенности присдвиговых флангов сдвиговой системы. Западный (правый) фланг - это сеть многочисленных (до 60) небольших углеводородных скоплений в транспрессионных инверсионных и блоковых ловушках. Восточный (левый) фланг с преимущественным развитием в транстенсионной обстановке содержит три уникальных, одно крупное и несколько средних в основном газовых скоплений в сегменте зоны с наибольшим раскрытием. Ряд крупных газонефтяных месторождений обнаружен в инверсионных поднятиях значительных размеров, но гораздо менее дислоцированных по сравнению со структурами правого фланга Хоккайдо-Сахалинской сдвиговой системы
Бесплатно
