Методика поисков и разведки нефтяных и газовых месторождений. Рубрика в журнале - Геология нефти и газа
Статья научная
В статье представлены результаты исследований серпентинизированных ультрабазитов, входящих в комплекс пород фундамента Герасимовского лицензионного участка, расположенного в Уватском нефтегазоносном районе на юге Тюменской области. Состав и строение фундамента влияют на характер магнитного и гравитационного полей. На Герасимовской площади массивы серпентинизированных перидотитов залегают на глубине около 3 км, не выделяясь яркими положительными аномалиями, поэтому контуры магматических тел обозначить проблематично. Рельеф фундамента определяет мощности коры выветривания, а вещественный состав коренных пород фундамента предопределяет состав обломочной части и глинистых компонентов в осадочных породах чехла. Также существует связь состава и структуры пород фундамента с литологическими особенностями отложений в нижних горизонтах осадочного чехла, что важно учитывать при выборе направлений работ на поиски и разведку месторождений углеводородов. Изучение фундамента поможет расшифровке геологической и тектонической истории района, поскольку влияние различных тектонических факторов на нефтегазоносность может отражаться в палеогеографии, литолого-геохимических особенностях перспективных отложений. Все результаты изучения керна, представленные в статье, являются оригинальными. В рамках статьи дана петрологическая характеристика особенностей структуры пород, слагающих крупный ультрабазитовый массив; проведено сопоставление c cерпентинитами соседней Катысской площади; описаны типичные минеральные составы разновидностей серпентинитов и серпентинизированных ультрамафитов, освещены особенности химического состава, приведены микрофотографии шлифов. Правильная методика определения разновидностей серпентинитов заключается в использовании точных методов для подтверждения светооптической диагностики. По результатам исследований фильтрационно-емкостных свойств серпентинизированные перидотиты и серпентиниты Герасимовского лицензионного участка относятся к породам с низкой пористостью и проницаемостью: пористость - 0,2-5,2 %, проницаемость - (0,01-0,06) · 10-3 мкм2. Плотность пород составляет 2,62-2,63 г/см3. По описанию шлифов и по железистости серпентиниты Герасимовского лицензионного участка отвечают петельчатым апоперидотитовым серпентинитам. Было высказано предположение, что серпентиниты Герасимовской и Катысской площадей представляют собой не отдельные тела, а крупные зоны серпентинитового меланжа, в основе формирования которых лежит процесс протрузивного внедрения серпентинитов. В результате проведенных исследований получены новые данные о породах фундамента, которые позволят повысить точность интерпретации геофизических данных при геологическом картировании Уватского района
Бесплатно
Статья научная
В современном мире особенностью поисково-оценочных работ в пределах небольшого участка недр, структурно-фациальной зоны или даже хорошо изученного нефтегазоносного бассейна с доказанной промышленной нефтегазоносностью является то, что вероятность открытия крупных или уникальных месторождений становится все ниже, как и качество пород-коллекторов, слагающих перспективные объекты. При этом, по мере усложнения объектов поиска, возрастает стоимость как поисково-оценочных работ, так и технологий их освоения. Любая нефтегазодобывающая компания рано или поздно сталкивается с необходимостью инвестирования проектов поисково-оценочных работ для восполнения своей минерально-сырьевой базы, и чем более зрелым с точки зрения изученности является район работ, тем сложнее найти возможность и обосновать необходимость инвестиций, особенно на континентальном шельфе. [1]. Не менее важно время выхода из поискового района или бассейна в случае отсутствия перспективности.Эти решения так же важны, как и решение о бурении на отдельных перспективных объектах структурно-фациальной зоны или всего бассейна [2]. Большинство нефтегазовых компаний перед принятием таких решений проводят оценку оставшегося потенциала ресурсной базы на основе различных методов. В стандартной практике, которой придерживается недропользователь, оценивающий перспективы региона, опоискование залежей углеводородов происходит по схеме от известного к неизвестному. При этом, как правило, в случае отсутствия необходимой геолого-геофизической информации недропользователь отказывается от инвестиций в поисково-разведочные проекты, поскольку вопросы наличия данных в объеме, необходимом для принятия решений, остаются неразрешенными. В данной статье представлен подход к оценке потенциальных запасов углеводородов, решающий обозначенную выше проблему и основанный на анализе накопленной кривой прироста ресурсной базы (с англ. Creaming curve analysis) по Северо-Сахалинскому нефтегазоносному бассейну, являющийся эффективным инструментом при принятии инвестиционных решений, выборе направления исследований и планировании поисково-оценочных работ. Данный метод применим в любом нефтегазоносном бассейне с открытыми и разрабатываемыми месторождениями углеводородов, позволяя оценить дальнейшие перспективы региона даже при отсутствии необходимого объема геолого-геофизической информации.
Бесплатно
Типы месторождений углеводородов в южной части Предуральского прогиба
Статья научная
В южной части Предуральского краевого прогиба открыто свыше 50 месторождений нефти и газа в отложениях пермского, каменноугольного и девонского возраста. На севере рассматриваемой территории, в Юрюзано-Сылвенской депрессии, продуктивными являются преимущественно отложения среднего и верхнего карбона. Месторождения приурочены к локальным поднятиям, расположенным на структурно-тектонических террасах, ступенчато спускающихся в восточном направлении. Южнее, в пределах Бельской депрессии и Шихано-Ишимбайской седловины, месторождения приурочены к турнейско-франским и артинским отложениям. Распространены залежи структурного и структурно-тектонического типов. Многие месторождения приурочены к органогенным постройкам. В пределах Мраковской депрессии выделено три типа месторождений. К первому типу отнесены месторождения, расположенные в западной части депрессии и приуроченные к сакмарско-артинским рифовым массивам. Месторождения второго типа находятся на востоке и сопряжены с антиклинальными складками в висячих крыльях надвигов (кинзебулатовский тип). Месторождения центральной части Мраковской депрессии, заключенные между западной бортовой зоной и надвиговыми структурами Южного Урала, отнесены к третьему (белоглинскому) типу. В нем углеводороды сосредоточены в трещиноватых известняках ардатовского горизонта. Перспективы рассматриваемой территории связаны с малоизученными отложениями рифея, венда и нижнего палеозоя, автохтонными частями надвигов в западном обрамлении Южного Урала, нижнепермскими органогенными постройками, а также флишевыми отложениями, заполняющими Предуральский краевой прогиб. Важно отметить, что в Предуральском прогибе не проводились исследования по оценке перспектив нетрадиционных источников углеводородов, например битуминозных сланцев доманикового возраста
Бесплатно
Статья научная
Исследование керна и комплексная интерпретация геолого-геофизической информации, выполненные в рамках опытно-промышленной разработки на туронской залежи одного из крупнейших на юго-востоке Ямало-Ненецкого автономного округа Харампурского нефтегазоконденсатного месторождения, позволили выявить новые закономерности формирования низкопроницаемых коллекторов газсалинской пачки, существенно уточнить ее литолого-минералогическую и седиментологическую модели. Было установлено, что распределение пород с различными фильтрационно-емкостными свойствами в пределах площади исследований контролировалось расстоянием до береговой линии, палеотектоническими особенностями развития территории и палеорельефом морского дна, а также вторичными процессами размыва, переноса и переотложения осадочного материала придонными, гравитационными, штормовыми и волновыми течениями. В статье предложена седиментологическая модель туронских отложений, контролируемая так называемыми конусами выноса мутьевой взвеси, переносившими тонкоотмученный обломочный материал на огромные расстояния (более 100 км от береговой линии). Существование трех наиболее крупных конусов выноса способствовало формированию проксимальных зон с улучшенными коллекторскими свойствами, четко выраженных на каротажных диаграммах, которые авторы статьи рекомендуют в качестве первоочередных объектов разработки
Бесплатно
Статья научная
Цифровая геологическая модель является основой для решения задач поисков и разведки, оценки ресурсов и запасов природного сырья, проектирования систем разработки месторождений, сопровождения бурения. Моделирование литологической неоднородности продуктивных отложений - одна из самых сложных и важных задач трехмерного геологического моделирования, поскольку именно модель литологии служит основой распределения фильтрационно-емкостных свойств в резервуаре и коэффициентов нефтегазонасыщенности в пределах залежей углеводородов. Поэтому совершенствование методики создания модели литологии с учетом процессов вторичной карбонатизации пород актуально в геологическом моделировании. Комплексный анализ данных позволил выделить карбонатизированные разности в отложениях викуловской свиты, определить их генезис и фильтрационно-емкостные свойства, площадное распространение в пределах Ем-Еговского лицензионного участка, усовершенствовать методику создания трехмерной модели литологии с учетом вторичных процессов карбонатизации в отложениях пластов ВК1-3. Обоснован трехэтапный процесс создания куба литологии
Бесплатно
