<<

стр. 2
(всего 2)

СОДЕРЖАНИЕ

По данным, полученным в результате поведенных расчетов можно сделать следующие выводы:
Сложное распределение геофизических полей на территории выделенных классов структурно формационных объектов, не позволяет аппроксимировать их каким - либо законом распределения. Это объясняется крайней сложностью геологического строения выделенных классов. Например, в 7 классе объектов кривая распределения имеет четыре вершины. В этом классе выделяются структурно - формационные элементы раннекарельские геосинклинально-коллизионно-тафрогенного этапа, которые объединяли 4 формации. В связи с этим возникает необходимость более детального разделения на классы объектов.
Использование статистической обработки наряду с традиционной интерпретацией геофизических полей позволяет выявить такие мелкие геологические структуры, которые не проявляются в магнитном и гравитационном поле. Расчет числовых характеристик, выявление характерных особенностей распределения позволяет ранжировать объекты.
На изучаемой территории возможно выделение так называемых эталонных участков, достаточно геологически изученных с определенным набором статистических показателей, что позволит применить методику «распознавания образов» для уточнения геологического строения.

ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ АСПЕКТЫ СНИЖЕНИЯ ЭФФЕКТИВНОСТИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ В САРАТОВСКОЙ
ОБЛАСТИ

Михеев А.С. (Саратоскаий Государственный Университет) Научный руководитель - Михеев С. И.
В докладе приводятся результаты анализа эффективности геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ в пределах Саратовской области за период с 1993 по 2002 годы. Эти результаты свидетельствуют о снижении эффективности сейсморазведки и глубокого бурения в указанный период. Кроме того, можно констатировать, что эффективность ГРР в Саратовской области существенно ниже по сравнению с эффективностью на территориях других субъектов Российской Федерации, входящих в состав Волго-Уральской нефтегазоносной провинции (респ. Татарстан, Пермская обл., Самарская обл., Волгоградская обл., Ульяновская обл. и др.). Это делает проблему повышения эффективности ГРР на территории Саратовской области особенно актуальной.
Для выявления причин относительно низкой эффективности ГРР в пределах Саратовской области был выполнен статистический анализ данных по структурам, подготовленным к бурению на нефть и газ на территории Саратовского Поволжья. Построенные по результатам анализа графики и таблицы свидетельствуют, что размеры подготавливаемых к глубокому бурению структур неуклонно уменьшается Так, средние площади подготовленных структур в пределах Нижне-Волжской НГО уменьшились за период с 1981 по 2001 г. с 4,4км2 до 2,1 км2 (рис.2); в пределах Средне-Волжской НГО с 13,2км2 до 10,4км2. При этом, о чем уже было сказано выше, отмечается значительное увеличение плотности сети сейсмических профилей, используемой для подготовки структур. Она возросла за период 1981 - 2001 г. для Нижнее-Волжской НГО, в среднем, с 1,7пог. км x км2 до 3,7пог. км x км2 (рис.3); для Средне-Волжской НГО с 1,8пог. км x км2 до 3,2пог. км x км2. Указанное обстоятельство определяет усложнение условий картирования нефтегазоперспективных структур геофизическими методами. Это делает актуальным постановку вопроса о том, обеспечивают ли использующиеся геофизические технологии их качественное картирование. Это относится и к ведущему геофизическому методу - сейсморазведке. Картирование малоразмерных структур требует повышенной разрешающей способности этого метода. Как известно, количественную оценку разрешенности сейсморазведки по горизонтали можно получить, анализируя размеры первой зоны Френеля (dF). Диаметр первой зоны Френеля
dp= (2HV(H)/F(H)+ [V(H)/F(H)]2/4)1/2, (1)
где Н - глубина отражающей границы; F(H) и V(H) - преобладающая частота отражений и скорость сейсмических волн на глубине Н.
Важно подчеркнуть, что при изучении рельефа отражающих границ, его неоднородности с размерами меньше размеров первой зоны Френеля не получат правильного отображения в результатах интерпретации. Так, результаты математического моделирования поля отраженных волн свидетельствуют о том, что уменьшение длины отражающих элементов до половины dF приводит к быстрому падению амплитуд отраженных сигналов и сильному искажению формы осей синфазности [Шериф Р., Гелдарт Л., 1987]. Кроме того, если на участке, равновеликом или меньшем зоны Френеля, в отражающей поверхности будет разрыв, то несмотря на это ось синфазности будет прослежена без заметного разрыва непрерывности. В целом, по данным численного моделирования для оценки минимальных размеров объекта, при которых он еще будет закартирован сейсморазведкой, можно использовать значение dF/2. Так как структура состоит из трех элементов (крыло-свод-крыло), каждый из которых необходимо локализовать, то минимальный горизонтальный поперечный размер уверенно картируемых (lmin) структур будет равен
lmin = 3 • 0,5 dF = 1,5 dF. (2)
Если величина локального объекта находится в пределах 0,5 dF < lmin < 1,5 dF, это свидетельствует о принципиальной возможности выявления структуры. При этом условие качественной подготовки структур к глубокому бурению становится проблематичным.
Сопоставление расчитанных величин первой зоны Френеля и величин коротких осей подготавливаемых к глубокому бурению структур показывает, что в настоящее время используемый в практике сейсморазведки частотный состав колебаний
(преобладающие частоты - 25 - 40 Гц) не удовлетворяет условию качественного картирования нефтегазоперспективных структур. В докладе в качестве примера приведены результаты соответствующих расчетов для структур, подготовленных к глубокому бурению на территории Саратовской области в 2001 году.
Основные выводы, вытекающие из приведенных в докладе материалов сводятся к следующему:
Территория Саратовской области в настоящее время характеризуется наиболее низкой эффективностью геологоразведочных работ на нефть и газ по сравнению с территориями других субъектов РФ, расположенных в пределах Волго-Уралькой НГП.
Низкая эффективность ГРР для территории Саратовской области и тенденция к дальнейшему ее снижению может быть связана с уменьшением размеров готовящихся к бурению на нефть и газ структур.
При отмеченной тенденции к уменьшению размеров структур уже возникла и будет обостряться проблема расширения частотного состава сейсмических колебаний в сторону высоких частот. Приведенные в докладе материалы показывают, что без решения этой задачи кондиционная подготовка структур к глубокому бурению в ближайшие несколько лет станет невозможной.

МНОГОМЕРНЫЙ СТАТИСТИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ ГЕОЭЛЕКТРОХИМИЧЕСКИХ ДАННЫХ
Михеев А.С. (Саратовский Государственный Университет) Научный руководитель - Михеев С. И.
Менее половины из разбуренных объектов, подготовленных к глубокому бурению на нефть и газ оказываются нефтегазоносными. Поэтому одна из наиболее актуальных проблем современных геологоразведочных работ на нефть и газ заключается в прогнозе нефтегазаносности выявленных сейсморазведкой и другими методами полевой геофизики структурных и неструктурных ловушек. В этой связи большое практическое значение имеют исследования по прямому прогнозу углеводородного сырья. Такой прогноз базируется на определении и анализе так называемых прямых показателей наличия в разрезе нефти и газа. Хотя история прямых поисков насчитывает уже несколько десятилетий широкого внедрения в практику нефтегазопоисковых работ они не получили. Традиционно использующиеся для этого геофизические показатели (параметры поглощения энергии упругих волн, их скорость, амплитуды отражений и т.д.) оказываются в ряде случаев мало информативными, что определяет интерес специалистов по выявлению более информативных характеристик. Как весьма перспективные в этом смысле рассматриваются геолектрохимические показатели.
Изучение геоэлектрохимических характеристик способствует повышению нефтегазопоисковых работ, так как расширяет пространство независимых признаков нефтегазоносности разреза. Количество определяемых геоэлектрохимических показателей может достигать 10 и более. Для повышения достоверности геологической интерпретации, выявления закономерностей изменения геоэлектрохимических характеристик, а также установления их связи с нефтегазоносностью разреза целесообразно использовать методы многомерного статистического анализа.
В докладе приводятся результаты многомерного статистического анализа двенадцати геоэлектрохимических показателей, полученных в пределах Западно-Грязнушенского участка. С этой целью применялись методы факторного и кластерного анализа, относящихся к одним из наиболее мощных методов многомерной статистики.
Кластерный анализ более прост в реализации, но предоставляет меньшие возможности содержательного истолкования экспериментальных данных. Поэтому кластерный анализ был дополнен факторным. Последний позволяет с наибольшей полнотой истолковать закономерности изменения тех или иных показателей и их связь с целевым свойством разреза (в нашем случае - нефтегазоносностью).
В результате выполненных работ построены и проанализированы схемы кластеров и факторов. На основе визуального анализа построенных схем выявлены факторы и кластеры, обладающие повышенной информативностью. Полученные результаты позволяют констатировать перспективность выбранного направления исследования. При продолжении работ планируется расширить пространство интерпретируемых характеристик, включив атрибуты сейсмической записи, данные гравиоразведки и др.
РАЗРАБОТКА ПРОГРАММНОГО ОБЕСПЕЧЕНИЯ РАСЧЕТА КНД ЛИНЕЙНЫХ ИНТЕРФЕРЕНЦИОННЫХ СИСТЕМ ДЛЯ ИМПУЛЬСНОГО И ВИБРАЦИОННОГО СИГНАЛОВ С УЧЕТОМ НАЛОЖЕНИЯ АДДИТИВНОЙ СЛУЧАЙНОЙ ПОМЕХИ
Муравьёв И.А. (Саратовский государственный университет) Научный руководитель - Шестаков Э. С.
Известно, что интерференционные системы широко используются в сейсморазведке как при регистрации упругих колебаний, так и при обработке зарегистрированных записей. Их свойства могут быть описаны либо в пространственно-частотной области (частотная теория интерференционных систем), либо в пространственно-временной области (энергетическая теория). Последняя обладает рядом преимуществ перед частотной при синтезе систем на основании характеристик волнового поля. Однако в классическом изложении этой теории [1] не исследовалось влияние формы сигнала и случайной помехи на свойства интерференционных систем, которые описываются функцией коэффициента направленного действия (КНД) - аналитическое выражение КНД получено только для сигналов, аппроксимируемых нуль-фазовым импульсом Пузырёва.
На кафедре геофизики Саратовского университета ведутся исследования в направлении углубления энергетической теории, в результате которых было показано существенное влияние на КНД формы сигнала и наложения случайных помех [2, 3]. Для этих целей была разработана целая серия программ, решавших частные задачи. Данная работа была направлена на разработку универсальной программы расчета КНД линейных равномерных интерференционных систем для импульсных и вибрационных сигналов при наложении аддитивных нормально распределенных случайных помех с заданной среднеквадратической амплитудой, которая представляла бы промышленный интерес. Программа KNDIMVB.BAS позволяет рассчитывать КНД для 48-и значений аргумента (At /Т) в импульсном и вибрационном режимах с наложением или без наложения случайных помех. Для генерации таких помех используется модифицированная программа GPSP_LFM.BAS. Импульсные сигналы аппроксимируются импульсом Пузырева или Берлаге. Вибрационные сигналы могут быть линейно и нелинейно частотно-модулированными. Нелинейная модуляция реализуется изменением уровня частотно-модулированного сигнала.
В перспективе предполагается дополнить программу возможностью включения мультипликативной помехи и улучшить пользовательский сервис, за счет переложения программы на алгоритмический язык Visual Basic, однако и в настоящем виде она представляет интерес для исследовательских и производственных целей.

Литература:
1. Беспятов Б. И. Методические основы повышения эффективности сейсморазведки методом отраженных волн (на примере Нижнего Поволжья).//Труды НВНИИГГ.-Вып. 16. - Саратов, изд-во Сарат. ун-та, 1972. 266 с.
Шестаков Э. С., Шаманов А. В. О влиянии формы импульса и аддитивного фона случайных помех на КНД линейных продольных стационарных интерференционных систем. // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2002. - Вып. 29. С.39-44.
Шестаков Э.С.,Игонин Д.В., Шаманов А.В. О влиянии случайных помех на характеристики интерференционных систем при использовании ЛЧМ зондирующих сигналов. // Недра Поволжья и Прикаспия. - 2003. - Вып. 34. С.49-54.

ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА НЕФТЕНАСЫЩЕНИЯ НА БАЗЕ
ПЕТРОФИЗИЧЕСКОЙ МОДЕЛИ КОЛЛЕКТОРОВ СО СЛОЖНЫМ ЛИТОЛОГИЧЕСКИМ СОСТАВОМ
(НА ПРИМЕРЕ ТИМАНО-ПАШИЙСКОГО ГОРИЗОНТА КУЛИКОВСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ)

Муха А.А., Александров Д.В. (Саратовский Государственный Университет, ЗАО «Геофизсервис», ОАО «Саратовнефтегаз») Научный руководитель - к.г-м.н.Головин Б.А.
Одним из основных параметров нефтенасыщенного и газонасыщенного коллекторов, широко используемых при подсчетах запасов месторождений нефти и газа и обоснований систем разработки таких месторождений, является коэффициент нефте- и газонасыщения. Этот коэффициент определяет содержание нефти или газа в поровом пространстве коллектора и представляет собой отношение объема пор, занятого нефтью или газом, ко всему объему порового пространства породы. Он обозначается Кнг и выражается в долях единицы или в процентах.
Ранее коэффициент нефтенасыщения для отложений тимано-пашийского горизонта Куликовского месторождения определялся по формулам, коэффициенты которых были определены из анализа петрофизических связей. Но определяемый таким образом Кнг оказывался существенно ниже, чем принятый для того, чтобы коллектор считался продуктивным. В то же время в интервалах со столь низким коэффициентом насыщения при испытаниях скважин был получен приток нефти. Следовательно, определяемый для тимано-пашийских отложений Кнг существенно занижен по сравнению с фактическим.
Таким образом, задача, стоящая перед авторами статьи, была сформулирована следующим образом: анализ имеющихся зависимостей для определения коэффициента нефтенасыщения и поиск путей решения проблемы занижения Кнг при определении параметров отложений.
В ходе работы были проанализированы данные макро-описаний керна, отобранного из данных отложений, а также результаты петрофизических исследований этих образцов, проведенных лабораторией исследования керна Саратовского филиала ОАО «СИДАНКО». Была исследована связь петрофизических параметров с геофизическими параметрами, полученными по результатам данных ГИС. Проанализирована корректность алгоритма получения коэффициента нефтенасыщения, заложенного в обрабатывающем графе системы АРМ-ГИС-Подсчет, на основании которого определялись параметры отложений.
В результате анализа авторами было выявлено два фактора, устранение влияние которых должно уменьшить погрешность в определении Кнг:
Используемая зависимость была построена по всему массиву керновых данных, без разделения песчаных коллекторов на классы. Построение отдельных зависимостей для кварцевых, полимиктовых и олигомиктовых песчаных коллекторов позволит значительно повысить точность определений.
Расчет коэффициента глинистости исследуемых отложений производился по данным ГК, что для полимиктовых и олигомиктовых песчаных коллекторов приводит к завышению расчетной глинистости, и, соответственно, занижению коэффициентов пористости и нефтенасыщенности. Для определения истинных параметров таких отложений необходимо проведение дополнительных исследований для построения зависимости коэффициента глинистости от показаний ПС.
СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ МЕТОДА ВИБРОСЕЙСМОРАЗВЕДКИ НА ОСНОВЕ УЧЕТА ИСКАЖЕНИЙ ОПОРНОГО СИГНАЛА В СРЕДАХ С НЕУПРУГИМ ПОГЛОЩЕНИЕМ

Масляницкий В.В. (Саратовский Государственный Университет, НВНИИ ГГ, ОАО
"Саратовнефтегеофизика")
Научный руководитель - Михеев С.И.
На территории РФ более 90 % объектов, подготовленных к бурению, и месторождений нефти и газа выявлены и детально разведаны с помощью сейсмической разведки. В совокупности с другими геофизическими методами и привлечением скважинных данных сейсморазведка поставляет наиболее достоверную и точную информацию о строении геологических объектов при обнаружении глубокозалегающих структур, а также при оконтуривании сложнопостроенных ловушек, в том числе и неструктурного типа. Наиболее широко внедренным в практику сейсморазведки является вибросейсмический метод.
В последнее десятилетие на территории Саратовского Поволжья наблюдается тенденция снижения достоверности результатов вибросейсмических исследований, о чем свидетельствует низкое соотношение продуктивных ловушек, подтвержденных бурением скважин, к обводненным пластам. Понижение качества временных разрезов, по мнению автора, может быть связано с игнорированием в практике вибросейсморазведки процессов, возникающих в результате распространения акустических колебаний в средах с неупругим поглощением, что наиболее характерно для зоны малых скоростей (ЗМС) и верхней части разреза (ВЧР). Это явления дисперсии скорости и частотно-зависимого поглощения энергии упругих колебаний, которые вызывают искажение зондирующего сигнала.
Компенсация искажений, вызванных явлением дисперсии скорости, может быть реализована с помощью новой технологии, предложенной автором. Методика дополняет популярное на сегодняшний день направление многоуровневой адаптивной сейсморазведки в плане компенсации фазовых искажений опорного сигнала при проведении вибросейсморазведочных работ.
Фундаментальные теоретические исследования в импульсной сейсморазведке, посвященные проблеме влияния дисперсии скорости на форму сейсмического импульса в частотно-зависимых средах, были проведены еще в 60-70 гг. А.Г. Авербухом и др. В работах показано, что искажению подвергаются как амплитуда, так и фаза зондирующего сигнала, а ошибка проявляется в падении соотношения сигнал-помеха и преобладающей частоты сейсмического импульса и накапливается с увеличением пути, пройденного волной от источника до приемника.
Обязательной процедурой при обработке виброграмм является вычисление функции взаимной корреляции (ФВК) виброграммы и опорного сигнала. Процедура взаимной корреляции базируется на предположении о постоянстве формы опорного сигнала для всех изучаемых границ раздела среды и всех интервалов разреза. В силу неоднородности состава и условий залегания горных пород реальная среда обладает быстро изменяющимися с глубиной поглощающими и диспергирующими свойствами, которые и являются причиной амплитудных и фазовых искажений зондирующего сигнала. Отсутствие учета дисперсии скорости приводит к нарушению теоретических предпосылок вибросейсморазведки. По мере прохождения геологической среды зондирующий сигнал неравномерно сжимается во времени, что ведет к потере информации в области высоких частот и к повышению уровня корреляционного шума на стадии свертки виброграмм.
Для количественной оценки величины снижения качества виброграмм автором было выполнено сейсмогеологическое моделирование пятислойного разреза с горизонтальными границами раздела и однородными слоями. Результаты свидетельствуют о значительном уменьшении соотношения сигнал/помеха на модельных виброграммах при игнорировании явления дисперсии скорости.
Расчет, выполненный на теоретических моделях, подтверждается экспериментальным материалом, который был обработан по новой методике. В качестве исходных ФГУП Нижневолжского НИИ Геологии и Геофизики были предоставлены данные вибросейсморазведочных работ, проведенных на территории как Саратовской, так и Астраханской областей. На коррелограммах и временных разрезах ОГТ прослеживается улучшение качества сейсмической информации в интервале целевых горизонтов, что отражается и в количественных оценках.
Для реализации разработанной технологии автором предложен соответствующий алгоритм и программа. С практической точки зрения важно отметить, что разработанная технология не требует сколь либо значительных затрат. Единственным и обязательным условием ее реализации является необходимость представления в стационарный вычислительный центр виброграмм (Михеев С.И., Масляницкий В.В. Новая технология многоуровневой адаптивной вибросейсморазведки // Недра Поволжья и Прикаспия. 2004.
Вып. 37).
Компенсация искажений, вызванных явлением частотно-зависимого поглощения энергии упругих волн, реализуется с помощью процедур деконволюции на стадии обработки данных вибросейсморазведки либо с помощью подбора нелинейных управляющих (НЛ) сигналов и последующей их отработки при проведении полевых исследований.
Теоретические и практические исследования, касающиеся разработки и внедрению НЛ сигналов на территории РФ, были широко освещены в работах М.Б. Шнеерсона, Ю.П. Кострыгина и ряда других зарубежных и российских ученых.
Появление более мощных вибраторов серии СВ27/150-362, способных генерировать свип-сигналы практически любой формы, позволило в достаточно технологичном режиме расширить спектр регистрируемого сигнала в область высоких частот и тем самым повысить разрешающую способность сейсморазведки. Использование НЛ опорных сигналов является более предпочтительным подходом при расширении спектра сигнала, так как позволяют использовать менее «жесткие» процедуры обработки, которые, как правило, искажают форму сейсмического импульса (Масляницкий В.В. Расширение частотного диапазона регистрируемого сигнала при работе с виброисточником // Недра Поволжья и Прикаспия. 2001. Вып. 28.).
В докладе приводятся практические результаты подбора некоторых типов таких управляющих сигналов, внедренных в ОАО «Саратовнефтегеофизика» на территории Саратовского Поволжья. Эффект такого подхода иллюстрируется сопоставлением коррелограмм и фрагментов временных разрезов, полученных по стандартной и высокоразрешающей методике вибросейсморазведки, а также вычисленными количественными оценками на уровне целевых горизонтов.
В заключении следует отметить, что приведенные в докладе материалы свидетельствуют о высоких перспективах внедрения описанных технологий в практику нефтегазопоисковых работ.

ТРАНСФОРМАЦИЯ ГРАВИТАЦИОННОГО ПОЛЯ НА ЭТАПЕ РЕГИОНАЛЬНЫХ
ИССЛЕДОВАНИЙ ТЕРРИТОРИИ
Рейтюхов К.С. (Саратовский Государственный Университет, ООО СП «Волгодеминойл »)
Научный руководитель - Конценебин Ю. П.
В настоящее время изучение глубинного строения Земли с использованием потенциальных полей в основном ориентируется на геометрическое положение границ раздела сред, определяемых по данным сейсморазведки. Это приводит к существенной зависимости данных интерпретации потенциальных полей от сейсмогеологической модели. В то же время, источники гравитационных аномалий не всегда являются таковыми для сейсморазведки и наоборот.
Опыт показывает, что использование данных потенциального поля для площадного районирования территории, определения глубины проявленности выделенных блоков и их плотности, может существенно влиять на интерпретацию данных сейсморазведки.
Район исследований расположен на северо-востоке правобережной части Волгоградской области в юго-западной части Приволжской возвышенности, ограничен I, II лицензионными участками ООО СП «Волгодеминойл». Общая площадь исследуемой территории (участки I, II) составляет более 9,1 тыс. км2 , но для расчетов был привлечен гораздо более обширный объем гравиметрической съемки (около 24000 км2). Это позволило при различных трансформациях избежать краевых эффектов на исследуемых участках. Исходными данными для исследуемой территории являются материалы гравиметрических съемок гравиметрами ГАК, карта изолиний Ag в редукции Буге масштаба 1:200000 с плотностью промежуточного слоя 2.67 г/см3.
Автором были выполнены следующие трансформации наблюденного гравитационного поля:
снятие регионального фона методом осреднения на карте;
пересчет аномалии на высоту при помощи интеграла Пуассона;
трансформация гравитационного поля по методу Саксова-Нигарда;
трансформация наблюденного поля в поле горизонтального градиента. Снятие регионального фона методом осреднения с различными радиусами
позволило получить локальные аномалии, которые характеризуют их плотностные неоднородности. Автором было выполнено осреднение наблюденного гравитационного поля по различным радиусам 3, 5, 7, 10, 15, 20 км, т.е. постепенно сглаживались локальные аномалии и гравитационное поле принимало все более региональный характер. Далее вычитая осредненное гравитационное поле из наблюденного были получены локальные аномалии от различных интервалов глубин; 0-3км, 0-5км, 0-7км, 0-10км, 0­15 км, 0-20км. Для разделения исследуемого участка на зоны с различными по форме, размеру, знаку аномалиями, за основу была взята локальная аномалия интервала 0-10км. По мнению автора, она наиболее четко отображает региональные особенности территории, такие как Прикаспийская впадина, пермский бортовой уступ Прикаспийской впадины, Приволжский мегавал, Каменский выступ. Можно проследить восточную границу Уметовско - Линевской депрессии. Инверсионным месторождениям, таким как Жирновское, Новинское, Иловлинское (Саратовская обл.), Восточно - Уметовское, Южно - Уметовское соответствуют интенсивные аномалиии положительного знака. Таким элементам как Приволжские мегавал, Каменский выступ на карте соответствуют интенсивные отрицательные аномалии. Такая связь аномалий с тектоническими элементами, позволяет сделать вывод о том, что в большинстве случаев положительные аномалии соответствуют опущенным тектоническим блокам по нижнему структурному этажу и инверсионным поднятиям по верхнему.
Пересчет аномалии на высоту h над уровнем моря при помощи интеграла Пуассона еще один из способов ослабления локальных аномалий и расчета регионального гравитационного поля. Эффект ослабления интенсивности поверхностных аномальных масс в этом случае основан на том, что при редуцировании на высоту расстояние до этих близких масс изменяется очень существенно, тогда как расстояние до глубинных структур, расположенных далеко от дневной поверхности, изменяется относительно мало. При помощи интеграла Пуассона было рассчитано пространственное распределение аномалий силы тяжести по различным высотам.
Трансформация гравитационного поля по методу Саксова-Нигарда состоит в преобразовании осредненных градиентов, которые приписываются исследуемой точке. В этом случае суммарная аномалия (регионального и локального полей) в этой точке заменяется средним градиентом локального поля. Метод Саксова-Нигарда позволяет разделить наблюденное аномальное гравитационное поле на составляющие, каждая из которых связанна с плотностной неоднородностью определенного структурного этажа ( в случае сферической массы аномалия имеет максимальное значение при R1+R2 = h, где R1 и R2 внутренний и внешний радиус палетки). Был получен следующий набор трансформант: 0.5-1.0, 1.0-1.5, 1.0-2.0, 1.5-2.0, 2.0-2.5, 2.0-3.0 км.
Трансформация наблюденного поля в поле горизонтального градиента это традиционный вариант выделения и трассирования разрывных дислокаций, которые отображаются в виде хорошо локализованных экстремумов. Данная трансформанта позволяет наметить основные нарушения и создать тектоническую схему. В районах со сложным геологическим строением (пересечение разно - ориентированных разрывных нарушений) интегральная природа гравитационного поля значительно усложняет выделение и трассирование тектонических нарушений, так как в зонах их пересечения аномальный эффект одного "скрывает" и искажает эффект другого. В наиболее благоприятных условиях удается выявить и протрассировать оба нарушения, используя лишь косвенные признаки.
Карта градиентов достаточно четко отображает границы основных тектонических блоков, а так же их некую раздробленность. Так, например, четко прослеживается граница между Уметовско - Линевской депрессией с Приволжским мегавалом, Каменским выступом и Терсинской ступенью. В свою очередь выше перечисленные тектонические элементы разделяются многочисленными более мелкими нарушениями. Таким образом, данная трансформанта позволяет выделить и протрассировать нарушения различного порядка. Автором была выполнена интерпретация карты градиентов и составлена карта линеаментов.
Привлечение гравиразведки на региональном этапе исследований может привнести свою долю априорной информации, при тектоническом районировании территории. Все полученные трансформанты дают много ценной информации о геологическом строении территории, так как хорошо фиксируют смену тектонических условий.
Для расчета трансформаций автором была разработана компьютерная программа "Гравитационная разведка", которая позволяет в достаточно короткий срок получить набор различных трансформант методом осреднения, Саксова-Нигарда и при помощи интеграла Пуассона.

ПРИМЕНЕНИЕ МАЛОГЛУБИННОЙ ЭЛЕКТРОРАЗВЕДКИ ДЛЯ РЕШЕНИЯ
ИНЖЕНЕРНО - ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ЗАДАЧ В ЗОНАХ РАЗВИТИЯ МНОГОЛЕТНЕМЁРЗЛЫХ ПОРОД

Савельев Д.М. (Саратовский Государственный Университет) Научный руководитель - Шигаев Ю. Г.
Проблема обустройства и освоения нефтяных и газовых месторождений, строительства промышленных и гражданских объектов в районах со сложными инженерно - геологическими, природно - климатическими и геокриологическими условиями требует внедрения современных малоглубинных геофизических методов исследования.
Наиболее удобным информативным и экономически выгодным следует считать комплекс геофизических методов включающий в себя:
Малоглубинная модификация метода зондирования становлением в ближней зоне (МЗСБ).
Электроразведка методом вертикальных электрических зондирований (ВЭЗ).
В 2003 г. коллективом ООО «Газснабинвест» совместно с коллективом ОАО «ВНИПИгаздобыча» были проведены геофизические исследования данным комплексом на территории Бованенковского газоконденсатного месторождения (п-ов Ямал, ЯНАО) с целью изучения состояния (ревизия) ранее построенных автодорог и строительных площадок под зданиями и различными сооружениями.
В Задачи комплексных геофизических исследований входило:
Определение рельефа кровли мёрзлых и талых грунтов (границы многолетнемёрзлых пород (ММП);
Определение толщины насыпного грунта автодорог и строительных площадок;
Автор доклада принимал непосредственное участие в полевых работах и занимался обработкой и интерпретацией полученных материалов.
Обработка и интерпретация материалов МЗСБ по проекту предусматривалась на этапах полевых и камеральных работ.
На этапе полевых работ выполнялось переформатирование (препроцессинг) данных в формат PC и формирование файлов по профилям для экспресс-обработки и анализа.
По опорным зондированиям на полевом этапе производился расчет основных интерпретационных параметров способом трансформации эквивалентной проводящей плоскости или однородного полупространства.
Профильная экспресс-обработка включала построение предварительных результативных разрезов напряженности вторичных электромагнитных полей (СЭМП)-E(t), E(H) и разрезов в «кажущихся» параметрах, используемых в приближенной трансформации первичного сигнала E(t) : суммарной электропроводимости от глубины (S(H)), удельной электропроводности от глубины (a (H)).
На этапе камеральных работ проводился анализ опорных данных, полученных по электроразведке методом ВЭЗ. По контрольным пикетам ВЭЗ выполнена интерпретация палеточным способом и с использованием программ интерпретации для решения прямых и обратных задач. Варианты интерпретации дают, в целом, сопоставимые результативные графики рк (h) по количеству выделяемых геоэлектрических слоев в мерзлотных разрезах (от 3 до 5). Почти однозначно определена граница, соответствующая подошве сезонно-талого слоя-СТС.
Оценка качества полученных материалов комплекса геофизических исследований и результативных материалов их обработки позволяет сделать вывод о высокой степени решения поставленных перед электроразведкой задач.

ПРОБЛЕМЫ ПОИСКОВ НЕФТИ И ГАЗА НА ТАЙМЫРЕ

Смирнов А. С. (Уральская государственная горно-геологическая академия, Институт
Геологии и Геофизики)
Научный руководитель - Бондарев В. И
Таймырский автономный округ обладает большими перспективными ресурсами по многим видам полезных ископаемых, имеющих стратегическое значение для России. Здесь уже разрабатываются уникальные медно-никелевые месторождения Норильского рудного узла; открыта крупная Енисей-Хатангская нефтегазоносная область, в пределах которой обнаружен целый ряд месторождений нефти и газа; эксплуатируются три газоконденсатных месторождения, обеспечивающие энергоснабжение Норильского промрайона; найдены месторождения золота, алмазов, платины и других высоколиквидных полезных ископаемых.
В то же время Таймыр остается одним из наименее изученных в геологическом отношении регионов Российской Федерации. В первую очередь, это касается сейсморазведки МОГТ, несущей прямую фактическую информацию о нефтегазоперспективных и рудоконтролирующих структурах, без которой практически невозможно обоснованно и целенаправленно проводить геологоразведочные работы ни на жидкие, ни на твердые полезные ископаемые. Именно данное обстоятельство в максимальной мере снижает эффективность проводимых здесь нефтегазопоисковых исследований в последние годы.
Если же обратиться к действительности, то окажется, что значительная, если не большая часть территории округа (за исключением Приенисейской полосы и прибрежных площадей Хатангского залива) работами МОГТ и даже MOB освещена либо крайне слабо, либо совсем не освещалась. К неисследованным (или почти неисследованным) областям можно причислить труднодоступные для проложения сейсмических профилей горные массивы Путорана и Бырранга, Анабарское плато, центральную часть Северо-Сибирской низменности, равноудаленную на многие сотни километров от базовых центров (Норильска, Дудинки, Хатанги), а также всю примыкающую к Таймырскому полуострову шельфовую зону Северного Ледовитого океана.
К наиболее неисследованной территории относится область сочленения северной окраины Сибирской платформы с Енисей-Хатангским прогибом. Применительно к обсуждаемой проблеме отметим две особенности геологического строения данной территории, определяемые наличием криолитозоны в юрско-меловом и распространенностью траппов в доюрском интервалах платформенного чехла. От окружающих пород многолетнемерзлые терригенные отложения отличаются, в значительной мере, по скорости, а магматические трапповые тела (как интрузивного, так и эффузивного происхождения) - по целому ряду свойств, что приводит к резкой физической, прежде всего, скоростной и плотностной неоднородности всего осадочного разреза. Главная причина скоростной и плотностной неоднородностей разреза в регионе (при их параллелизме) заключается в латеральной изменчивости суммарных мощностей слагающих комплексов.
Наиболее оптимальным решением устранения имеющихся пробелов, является путь избранный тюменскими геофизиками, которые еще в доперестроечные годы сумели покрыть весь Западно-Сибирский нефтегазоносный бассейн сплошной сетью региональных профилей МОГТ повышенной глубинности (10с) со средними расстояниями между ними в 30-40 км. В результате этих работ существенно уточнена морфология отражающих границ верхнего (юрско-мелового) структурного этажа и получены новые данные о строении нижнего (палеозойского) структурного этажа. Они до сих пор обеспечивают научно-обоснованный выбор направлений ГРР на разные виды полезных ископаемых, способствуя открытию здесь новых крупных месторождений, прежде всего нефти и газа.
Однако, провести региональные исследования по "тюменскому" сценарию на Таймыре с полным, последовательным охватом всей его обширной территории не представляется возможным ни сейчас, ни в обозримом будущем. Тому есть немало объяснений.
Большие объемы предстоящих работ МОГТ (от 14 тыс. пог.км профилей для освещения только материковой части, причем по гораздо более редкой сети, чем в Западной Сибири).
Серьезные организационно-технические трудности при проведении полевых работ из-за сложного топорельефа подлежащих изучению площадей и (или) их отдаленности от баз экспедиции.
Наличие ряда нерешенных острых методических проблем сейсмической разведки палеозойских границ, которые (проблемы) так или иначе связаны с трапповым магматизмом..
Главная же причина, препятствующая исполнению такого проекта, кроется в его чрезмерной стоимости, превышающей 2.0 млрд. руб. в нынешних ценах (согласно оценке, произведенной нами еще в 1992 г. при формировании самой первой программы развития ГРР в Таймырском автономном округе на период 1992-2005 г.г.).
Поэтому альтернативный подход к быстрому и надежному решению региональной задачи на Таймыре в настоящее время может заключаться только в совмещении комплексной интерпретации уже имеющихся геолого-геофизических данных на принципах сейсмогравимагнитного моделирования (Казаис В. И.) и переобработки сейсмических материалов МОГТ прошлых лет с использованием несимметричного формирования сейсмограмм метода многократного перекрытия (Бондарев В. И.).
Технология сейсмогравимагнитного моделирования (СГГМ) позволяет на количественном уровне значительно ослабить негативное воздействие трапповой составляющей на информативные поля силы тяжести и времени (через магнитное поле и математический аппарат пуассоновых связей), обеспечивая уверенное обнаружение, прежде всего, протяженных и контрастных структурных осложнений в рельефе маркирующих горизонтов. Тем самым открываются широкие возможности использования предложенной методики в неизученных трапповых областях, особенно на начальном этапе работ, когда первоочередными объектами поисков являются наиболее крупные и наиболее перспективные на УВ антиклинальные структуры.
Несимметричное формирование сейсмограммы ММП позволяет получить информацию об угле наклона элемента отражающей границы, которая в свою очередь открывает целый пласт новых возможностей сейсмического метода разведки. Это позволяет:
-детально изучать углы наклона реальных границ;
-повысить латеральную разрешенность сейсмических методов разведки; -создавать высокоинформативную базу данных для объективного изучения зависимости отражательной способности границы от угла отражения (от расстояния ПВ-
ПП) и др.
САЭЭ-АНАЛИЗ - КАК СПОСОБ ПРЯМЫХ ПОИСКОВ И ИЗУЧЕНИЯ МЕСТРОЖДЕНИЙ
НЕФТИ И ГАЗА ПОВОЛЖЬЯ.

Соболев И.Д. (Саратовский Государственный Университет) Научный руководитель - доктор г.-м. н Михеев С.И.
Способ прямых поисков и изучения нефтегазонасыщенности пород разреза по данным сейсморазведки, разработанный в Саратовской геофизической школе как сейсмо-акустический энтропийно-энтапийный анализ, на протяжении последних лет находит практическое применение в ряде нефтегазоносных провинций в том числе в Поволжском регионе. САЭЭ-анализ основан на расчёте меры недетерминированности сейсмических упругих волновых полей продольных отражённых волн. Расчёты информационной энтропии Шеннона выполняются на основе выражения Больцмана:
Е = ? Pi * Log Pi; где, E - рассчитываемое значение энтропии в исследуемом волновом поле; Pi - плотность вероятности распределения энтропии в каждой точке исследуемого волнового поля;
Сейсморазведка по результатам обработки данных представляет собой раздел информатики, подчиняющийся закономерностям Шенноновской теории, а САЭЭ-анализ выступает инструментом изучения наиболее общих физических свойств сейсмических волновых полей в процессе их дополнительной обработки. Методически и технологически наиболее полно разработан и применяется САЭЭ-анализ для изучения нефтегазонасыщенности слагающих осадочный чехол пород по временным разрезам, сформированным методикой сейсморазведки многократного профилирования (МОГТ).
Практика применения САЭЭ-анализа в сейсмогеологических условиях Поволжья -преимущественно в Саратовской, Волгоградской, Астраханской и Самарской областях, показывает, что по его результатам осуществимо изучение уровня и характера нефтегазонасыщения слагающих пород осадочного чехла, возможно изучение условий залегания и распространения нефтегазовых залежей, характера флюидонасыщения, как в изученных бурением интервалах разреза, так и ещё не вскрытых бурением, при поисках и разведке залежей нефти и газа. Решение этих задач осущестляется без ограничений или изменений условий применения поисковых сейсмических методов, без заметного роста материальных, финансовых, информационных, временных или людских ресурсов.
Обобщение результатов выполненных САЭЭ-исследований на значительном ряде проанализированных площадей Поволжья, позволяет охарактеризовать их как высоко­перспективных по прогнозируемым запасам УВ. По данным традиционно формируемых сейсмическими методами поиска и разведки результатов, получение этих видов информации не предусматривается. Для ряда площадей уровень и масштабы выявленных нефтегазопроявлений в полях САЭЭ носят характер, сопоставимый с известными месторождениями Поволжья, Западной Сибири, Дальнего Востока или южных регионов.
По видам оформления результатов, возможности их архивации, хранения, дальнейшего использования для переобработки или переинтерпретации, САЭЭ-анализ полностью идентичен результатам, формируемым при реализации поисково-разведочных работ сейсмическими методами. Они являются дополнительными видами информации и служат задачам повышения эффективности этих работ, основным резервом которой является снижение, вплоть до исключения неэффективного поискового бурения.

ВОЗМОЖНОСТИ МЕТОДА КАППАМЕТРИИ ОСАДОЧНЫХ ПОРОД
ПРИ РАСЧЛЕНЕНИИ ТОЛЩ И ПОИСКАХ ПОЛЕЗНЫХ ИСКОПАЕМЫХ

Титов Р.И. (Воронежский Государственный Университет) Научный руководитель - Аузин А. А., Бугреева М. Н.
В настоящее время измерения магнитной восприимчивости пород (прежде всего каротаж магнитной восприимчивости) применяются в поисковой практике главным образом для заверки наземных магнитных аномалий для определения их источников, а также при исследовании толщ перспективных на обнаружение железорудных месторождений. Для изучения пород осадочного чехла измерения магнитной восприимчивости применяются достаточно редко. В связи с этим новые данные по магнитным свойствам осадочных пород представляют собой большой практический и научный интерес.
В ходе работ по ГДП-200 листа N-37-XXX (Тамбов), проводимых НИИ Геологии ВГУ, автором была проведена каппаметрия керна скважин глубиной до 100-200 м. Измерения проводились прибором KT-5. По восьми скважинам были получены данные магнитной восприимчивости пород осадочного чехла.
Анализ данных магнитной восприимчивости позволил выделить слои и пачки пород существенно различающиеся по этому параметру. При этом отмечены слои терригенных отложений, в которых магнитная восприимчивость увеличивается от кровли к подошве, часто достигая здесь аномально высоких значений. Подобные аномалии, имеющие вид затухающих колебаний могут быть приурочены к границам этапов породообразования, а характер кривой соответствовать трансгрессивным этапам в осадконакоплении.
Каппаметрия керна подтвердила свою эффективность в плане обнаружения проявлений полезных ископаемых. В непосредственной близости от района работ расположено крупное месторождение титан-циркониевых россыпей «Центральное», приуроченное к отложениям верхнего мела. Этот факт позволил предполагать связь повышенных значений магнитной восприимчивости песчаных толщ мел-неогена с наличием в них повышенных концентраций минералов титана и циркония. Данное предположение подтверждено несколькими минералогическими анализами. Отдельные аномалии магнитной восприимчивости в глинистых породах миоцена связаны с присутствием в них железистых конкреций. Особого внимания заслуживает пачка девонских песков, вскрытая скважиной, пробуренной для заверки локальной наземной магнитной аномалии. Эта пачка отличается высокими, как для самих песков, так и для всей вскрытой толщи в целом, значениями магнитной восприимчивости. Спектральный анализ магнитной фракции этих песков выявил высокое содержание вольфрама.
Следует отметить, что в ряде случаев аномалии магнитной восприимчивости не имели корреляционных связей с данными каротажа (КС, ПС и ГК). Этот факт позволяет рекомендовать каппаметрию керна в качестве самостоятельного метода изучения вскрытых скважинами пород при геолого-съёмочных и поисковых работах, дополняющего комплекс геофизических исследований скважин.

ОПЫТ ИЗУЧЕНИЯ НЕОДНОРОДНОСТИ СРЕДЫ ПО РАССЕЯННЫМ ВОЛНАМ

Шаманов А.В. (Саратовский Государственный Университет, ОАО
«Саратовнефтегеофизика»)
Научный руководитель - Михеев С. И.
В общем случае под неоднородностью геологических сред понимают неравномерность распределения в них вещества и разнообразие свойств составляющих его элементов [Петкевич Г.И., 1976]. Основными факторами, определяющими особенности неоднородности горных пород являются: 1) литология исходных пород, а также характер, динамика и режим процессов их разрушения; 2) динамика и режим переноса продуктов разрушения, наличие и характер одной или нескольких областей питания, расстояние от изучаемой территории до области питания, ориентировка этой территории по отношению к направлению сноса материала; 3) палеогеографические и тектонические особенности области седиментации; 4) диагенез и катагенез; 5) наличие процессов, обусловливающих изменение состава и свойств горной породы в ходе истории ее развития (метаморфизм, выветривание и др.).
В докладе обсуждаются результаты практической реализации метода вычисления характеристик неоднородности среды по рассеяным волнам в условиях Бузулукской впадины. Отмечается, что на территории Саратовской и сопредельных областей такие работы ранее не проводились.
Дается обзор опубликованных работ по обсуждаемой теме, приводятся теоретические сведения, лежащие в основе количественной оценки мелкой случайной составляющей неоднородности среды по изменению характеристик сейсмического волнового поля.
В плане практической реализации различных подходов к определению характеристик рассеянных волн основное внимание уделяется способу, предложенному в 1985 году И.В.Карпенко. Соответствующий алгоритм лег в основу специально составленной автором программы, которая и была использована для вычислений.
Практические аспекты изучения характеристик неоднородности среды иллюстрируются результатами, полученными автором в условиях Бузулукской впадины при анализе сейсмических материалов Саратовской ГЭ. Представлен и проанализирован, в частности, разрез эффективного сечения обратного рассеяния (Ф).
Особенностью района работ является блоковое строение разреза, наиболее четко проявляющееся в отложениях нижнего палеозоя. На разрезе эффективного сечения обратного рассеяния тектонические нарушения выражены вертикальными аномалиями значений Ф. Аномалия отмечена также в интервале залежи УВ.
Полученные результаты, с точки зрения автора, свидетельствуют о перспективности использования параметров рассеяния для решения нефтегазопоисковых задач.



«ГЕОЛОГИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ»

ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ОСНОВЕ ТРЕХМЕРНОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ НА ПРИМЕРЕ ЯРО-ЯХИНСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Апостолов А.С. (Саратовский Государственный Университет) Научный руководитель - Маврин К. А.
Качественная разработка, управление и контроль за работой нефтяных и газовых месторождений, особенно на поздних стадиях во многом зависит от тщательности анализа различных данных и решения множества геологических и технологических задач. Для решения поставленных задач в настоящее время в нефтегазодобывающей промышленности идет внедрение передовых компьютерных технологий в практику проектирования и управления разработкой. Центральная комиссия по разработке нефтяных и нефтегазовых месторождений (ЦКР) обязывает создавать постоянно-действующие геолого-технологические модели (ПДГТМ) на всех месторождениях, не зависимо от объема балансовых запасов и формы собственности.
Несомненным достоинством ПДГТМ является возможность исследования различных вариантов разработки с выбором наиболее оптимального из их числа, подсчета и пересчета запасов на любой год разработки. Таким образом, однажды созданную модель можно дополнять и проводить исследования при изменении ситуации до конца эксплуатации месторождения.
Построение геолого-цифровых моделей осуществляется с использованием программ RMS (Reservoir Modeling System) и MORE ( Modular Oil Reservoir Evaluation) норвежской компании ROXAR.
Следует отметить, что при моделировании строения подземных резервуаров нет и не может быть единого шаблонного подхода. Каждое месторождение и залежь является по своему уникальным. Следовательно, подходы и методики при создании ПДГТМ должны быть индивидуальны.
На примере многопластового Яро-Яхинского месторождения была проведена оптимизация вариантов разработки. В ходе моделирования рассматривались различные схемы разработки, которые охарактеризованы количеством пробуренных скважин на месторождении, их размещением, отборами газа и сроком выхода на период постоянной добычи. Также рассмотрены различные варианты конструкции скважин, такие как раздельная эксплуатация каждого объекта, совместная эксплуатация и одновременно-раздельная эксплуатация. Созданная модель показывает возможность многовариантности решения поставленных технологических задач.

ГЕОЛОГО-ГАЗОМЕТРИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ НАПРАВЛЕНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА ПОЛЕВОЙ И СОСЕДНИХ ПЛОЩАДЯХ
(САРПИНСКИЙ ПРОГИБ)

Бацура Т.Г. (Саратовский Государственный Университет) Научный руководитель - Колотухин А. Т.
Основной объект исследования - Полевая площадь расположена в Сарпинском прогибе в области развития солянокупольной тектоники. В разрезе этой территории выделяют четыре структурных этажа: палеозойский (подсолевой), кунгурский (соленосный), верхнепермско- кайнозойский (надсолевой) и плиоцен-четвертичный (покровный). Непосредственно на Полевой площади скважинами вскрыты отложения от кунгурских до плиоцен- четвертичных включительно. Наиболее изучены плиоценовые породы, они же и являются газосодержащими. По результатам сейсморазведки в разрезе акчагыльского яруса прослежены два отражающих горизонта (I и II), по кровле которых в центральной и северо-западной частях Полевой площади закартированы малоамплитудные поднятия. По материалам геохимической съемки по верхнему опорному горизонту, проведенной здесь до постановки сейсморазведки, были оконтурены локальные аномалии газового поля (по метану и сумме тяжелых углеводородов). В контуре таких аномалий в центральной и северо-западной частях Полевой площади были пробурены поисковые скважины и получены притоки газа. После проведения поисково-разведочного бурения на Полевой площади установлены две самостоятельные залежи газа, которые пространственно совпадают с участками повышенных концентраций углеводородных газов в приповерхностных отложениях и локальными структурами, закартированными по отражающим горизонтам в акчагыльском ярусе. Судя по керну и ГИС газовмещающими породами являются песчанистые и алевритистые глины, иногда трещиноватые комковатые содержащие тонкие прослои или линзы песка и алеврита. Последние невыдержанны по площади, имеют ограниченный локальный характер распространения. В связи с таким сложным характером резервуара дебиты газа колеблются в широких пределах от долей единиц до 44 тыс.мз/С; а обнаруженные залежи являются структурно - литологическими.
За пределами описанных залежей по материалам газометрии выделены участки повышенных концентраций углеводородных газов на юго-востоке, северо-востоке Полевой площади и на соседних Октябрьской, Чарлактинской площадях. Эти газовые аномалии в приповерхностных отложениях можно связывать с залежами газа, анологичными описанным выше, а участки их распространения рекомендовать для постановки поисковых работ (сейсморазведка и поисковое бурение).
Кроме сложно построенных продуктивных отложений средней части акчагыльского яруса на исследуемой площади представляет интерес базальный песчано-алевритовый пласт, залегающий на размытой поверхности палеогеновых отложений. Он вскрыт скважинами в неблагоприятных структурных условиях и, судя по ГИС и материалам опробования, представляет емкий резервуар, о чем свидетельствуют дебиты воды (до 140 м3/с). На участках приподнятого залегания этого пласта можно прогнозировать наличие газовых залежей и рекомендовать бурение поисковых скважин. Один из таких участков прогнозируется на юго-востоке Полевой площади.

ЛИТОЛОГО-ПЕТРОФИЗИЧЕСКИЕ ОСОБЕННОСТИ ПОДУГОЛЬНОЙ ТОЛЩИ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Гаврилов С.Н., Зиборов С.С., Нильга В.А. (Томский Государственный Университет) Научный руководитель - проф. д. г.-м. н. Родыгин А. И.
Основным продуктивным горизонтом месторождения на территории Томской области является горизонт Ю1 васюганской свиты. По литологической и промыслово-геофизической характеристике васюганскую свиту можно разделить на нижневасюганскую и верхневасюганскую подсвиты. Нижневасюганская подсвита, по особенностям литологического строения подразделяется на две литологические пачки: верхняя пачка сложена аргиллитами, с подчиненными прослоями алевролитов и песчаников, нижняя представлена преимущественно аргиллитами. Отложения верхневасюганской подсвиты слагают основной продуктивный горизонт Ю1. Горизонт Ю1 разделяется на три толщи: подугольную, межугольную и надугольную, сформированные соответственно в регрессивную, переходную и трансгрессивную фазы развития келловей-оксфордского осадочного бассейна.
По результатам детальной корреляции пласт Ю1 подугольной толщи в основном разделены на две литологические пачки - А и Б, с улучшением коллекторских свойств от подошвы к кровле. Разделение пластов на слои проводится не по глинистым или карбонатным перемычкам, а по резкому изменению коллекторских свойств, которые контролируются по данным лабораторных исследований кернового материала и геофизическими параметрами (ГК, ПС, ИК, БК); но необходимо отметить, что пачка Б, иногда выделяется как отдельный пласт с сохранением фильтрационно-емкостных свойств, которые характеризуют подошвенную часть пласта при его двучленном строении. Наиболее четко раздел между пачками проводится по данным ГК, по высоким значениям кажущихся сопротивлений по боковому каротажу, аномально низким значениям по кривой проводимости. Анализ кернового материала показал, что высоким значениям удельного сопротивления соответствуют высокие значения проницаемости и пористости. Гранулометрический состав пачки Ю1 резко отличается от продуктивной вышележащей толщи, а так как гранулометрический состав является основой при классификации терригенных пород, то результаты шлифового и гранулометрического анализа в комплексе с другими исследованиями в дальнейшем использованы при определении предела коллектора и фильтрационно-емкостных свойств изучаемого разреза.
Из выше изложенного видно, что для выделения коллекторов привлекается практически весь комплекс ГИС. По качественным признакам выделение коллекторов в первую очередь проводится по разведочным скважинам, так как в каждой разведочной скважине проведены исследования микрометодами. Однако, в добывающих скважинах, где прямые качественные признаки слабо выражены или какой-либо из них отсутствует, необходимо располагать количественными критериями принадлежности пород к коллекторам или неколлекторам. Подошвенная часть пласта Ю1 из-за резкой литолого-петрофизической неоднородности неоднозначно характеризуется по качественным признакам, в частности, по кривым МКЗ, НКТ, ГК и ПС. При отсутствии кривых микрозондирования в добывающих скважинах выделение коллекторов только по качественным признакам в подошвенной части пласта Ю1 затруднительно. Поэтому для выделения коллекторов в подошвенной части пласта использовались как качественные, так и количественные критерии. В качестве количественных критериев при определении граничных значений использовались следующие методы:
- метод определения критических значений относительной амплитуды ПС: по разведочным скважинам против пластов с положительным и отрицательным приращениями, по кривым микрозондирования и отрицательной амплитудой ПС снимались отсчеты относительной амплитуды ПС. Получены следующие граничные
значения а ПС: для пласта Ю1 - Ю12 - Ю1М - 0.42, для пласта Ю13 - 0.56;
- метод определения предела коллектора по керновым данным с использованием комплексного параметра Рк и гидродинамических исследований. Величина Рк определялась по формуле:
Рк=Кп*^(Кпр) (1),
где
Рк - комплексный параметр;
Кп - среднеарифметические значения пористости;
Кпр - среднегеометрические значения проницаемости по образцам керна. Уравнение регрессии имеет вид:
Pк=2,7613+28,036*qуд-26,409*qуд2 (2),
где
qуд - удельная продуктивность пласта-коллектора.
Предел коллектора по комплексному параметру при продуктивности коллектора равной нулевому значению равен 2.76;
- определение предела коллектора проводилось по статистической зависимости между величиной остаточной водонасыщенности по данным капиллярометрии и комплексному параметру, определенному по керновым данным (Рк=^(Кпр)*Кп). Для низкопроницаемых коллекторов (проницаемость 0.5 - 10мД) при значении Рк=0 критическое значение водонасыщенности равно 64.2%, данные капиллярометрии подтверждаются приведенной на этом же рисунке зависимостью относительной фазовой проницаемости для нефти и воды от водонасыщенности коллекторов.
- выделение коллекторов по определенным количественным критериям и качественным признакам дополнены данными капиллярометрии и метода шлифового анализа. По скважинам, где отсутствует пачка А или коллекторские свойства пачки А ухудшены, по шлифам отмечается незначительное количество пор изолированных друг от друга. Присутствие отдельных изолированных пор в образцах пачки Б создает предпосылки для образования глинистой корки на стенках скважины и получения положительных приращений на кривых микрозондирования, что не согласуется с лабораторными исследованиями кернового материала: так, например, при практически сплошном отборе образцов керна в подошвенной части, проницаемость образцов 0.2 - 1.5 мД, но по кривым микрозондирования отмечается положительное приращение. Аналогичная характеристика подошвенной части регрессивных песчаников отмечается на ряде месторождений Каймысовского свода.
Проведенная детальная корреляция с использованием промыслово-геофизических данных в комплексе с коллекторскими свойствами, вещественным и гранулометрическим составом, позволила в изучаемом разрезе подугольной толщи выделить несколько типов разреза, с разными условиями формирования коллекторов:
тип разреза - это, в основном, песчаные постройки регрессирующего типа, характеризующиеся воронкообразной формой аномалий на кривых ПС и ГК. Пачка А представлена песчаниками крупно-среднезернистыми, содержание среднезернистой фракции достигает 60-70 %, коллектор данного типа характеризуется как слабоглинистый, глинистость 1-6%, карбонатность коллекторов незначительна, порядка 0 - 0.5 %. Открытая пористость коллекторов от 18 до 22.4 %, проницаемость коллекторов от 200 до 1500 мД. Пачка Б представлена песчаниками мелкозернистыми, глинистыми, с макропрослоями алевролитов песчанистых и незначительных по мощности прослоев аргиллитов. Содержание алевролитовой фракции изменяется от 5 до 30 %, содержание глинистого цемента 11 - 20 %, открытая пористость коллекторов изменяется от 14 до 17 %, проницаемость от 0.1 до 10 мД. Отличительная особенность первого типа разреза -практически полное отсутствие карбонатного материала, как в кровельной, так и подошвенной частях изучаемого разреза.
тип разреза, это также песчаные постройки регрессивного типа, но более глубоководные образования - кривая ПС характеризуется также глубокой аномалией ПС в кровельной части пласта. Кровельная часть пласта представлена песчаниками мелкозернистыми, полевошпатокварцевыми с глинисто-карбонатно-слюдистым порово-базальным цементом, открытая пористость изменяется от 12 до 17, проницаемость от 1 до 12 мД, среднезернистая фракция практически отсутствует. Коллектор данного типа характеризуется повышенной глинистостью 7 - 33 %. Карбонатность коллекторов изменяется от 3 до 8 %. Кровельная часть разреза по морфологической форме и амплитуде кривой ПС коллектора второго типа совпадает с коллектором 1 типа, но по кривой ГК второй тип разреза отмечается повышением естественной гамма-активности, резко увеличиваются значения по кривой НКТ, более резко второй тип разреза выделяется по гранулометрической и фильтрационной характеристикам.
3 тип разреза - по морфологической форме аномалий кривых ПС и ГК относится к цилиндрической, третий тип разреза характеризуется однородной глубокой отрицательной амплитудой ПС и низкими значениями естественной радиоактивности.
Разнообразие выделенных типов коллекторов геологического разреза объясняется неодинаковыми условиями формирования коллекторов, что обеспечивает большую изменчивость литолого-петрографических и фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов. Поэтому при переходе к количественной интерпретации данных комплекса ГИС, необходимо учитывать и применять дифференцированный подход к обоснованию петрофизических зависимостей типа керн-керн и керн-геофизика.
Таким образом, подошвенная часть отложений регрессивного типа, как правило, представлена частым переслаиванием карбонатно-глинистых, песчано-глинистых и глинисто-карбонатных прослоев и определение пористости несколькими методами позволяет более корректно определять критические значения по насыщенности и проницаемости коллекторов. Отличительной особенностью коллекторов является их резкая неоднородность по фильтрационно-емкостным и литологическим свойствам. Обращает на себя внимание тот факт, что между открытой пористостью и проницаемостью коллекторов отмечается их несоответствие: при одинаковых значениях пористости, проницаемость коллекторов резко различна. Для выяснения причин столь резкой фильтрационной характеристики коллекторов проанализировано влияние количества карбонатного материала в изучаемой коллекции.
Проведенные далее исследования только на керновом материале месторождения, находящегося в пределах Томской области, показали, что значения проницаемости резко снижаются с увеличением в их поровом пространстве глинистого и карбонатного материала, присутствие которого отмечается в пачке Б пласта Ю1 .

ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ЗАЛЕЖЕЙ КОМАРОВСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Зотова Е.Н. (Саратовский Государственный Университет) Научный руководитель - Колотухин А. Т.
Комаровская площадь, с которой связаны залежи нефти в пластах Б0 и Б1 бобриковского горизонта, расположена в пределах западной части Жигулевского вала Жигулевско-Пугачевского свода. По кровле продуктивных пластов Комаровское поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку асимметричную, осложненную двумя куполами: западным и более крупным восточным. С целью изучения строения продуктивных пластов была выполнена послойная корреляция по трем направлениям - по простиранию структуры и два - вкрест простирания. При корреляции использовались электрокаротажные диаграммы и результаты изучения керна.
В большинстве скважин пласт Б0 сложен мелко-и среднезернистыми песчаниками толщиной от 1,2 до 8,0 м. Перекрывается пласт глинами или глинистыми известняками мощностью 2,2 м. На южном крыле и восточной периклинали в средней части пласта выделяется прослой глины толщиной 0,8-1,3 м. Коллекторы пласта Б0 хорошо проницаемы с пористостью от 8,2 до 25,9%. В контуре установленной залежи коллекторы выдержаны по площади, лишь на юго-западе и востоке Комаровской площади отмечается замещение коллекторов. К пласту Б0 приурочена единая нефтяная залежь широтного простирания подстилаемая по всей площади подошвенной водой. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2 м на западе и до 4 м на востоке.
Пласт Б1 представлен мелко- и разнозернистыми песчаниками, участками сильно глинистыми. Общая толщина его изменяется от 1,2 до 5,7 м. Пласт перекрывается выдержанной глинистой пачкой. Коллекторы пласта развиты не повсеместно. Выделяются несколько участков замещения коллекторов на плотные породы. Один из них - на южном крыле восточного поднятия, второй, более обширный - на восточной периклинали.
Коллекторы пласта Б1 хорошо проницаемые с пористостью от 8,7 до 29,5%. В пласте Б1 выделяются две самостоятельные залежи нефти. Одна из них находится на восточном куполе - она вытянута в широтном направлении и на востоке экранируется непроницаемыми породами. Эффективные нефтенасыщенные толщины 2-3 м. Тип залежи пластово-сводовый с литологическим экранированием. Вторая залежь меньшая по размеру установлена в районе западного купола, нефтенасыщенная толщина здесь 5,2 м. В скважине, вскрывшей пласт в сводовой части купола, он нефтенасыщен до подошвы, однако не исключено, что он будет насыщен на крыльях купола и ниже, до не установленного пока на данном этапе изученности положения ВНК.
Таким образом, в связи с тем, что пласт Бо наиболее выдержан по площади, и встречаются лишь локальные зоны замещения коллекторов непроницаемыми породами, можно предположить развитие коллекторов в западном направлении, где предполагается локальное структурное осложнение. В связи с тем, что положение ВНК залежи в пласте Б1 в пределах западного купола будет более низким, чем это принято, возможно увеличение контуров этой залежи.

ЭКРАНИРУЮЩИЕ СВОЙСТВА АССЕЛЬСКОЙ ГЛИНИСТО-КАРБОНАТНОЙ
ПАЧКИ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Ковалев В. А. (Западно-Казахстанский инженерно-технологический университет,
Политехнический институт)
Научный руководитель - Тлепбергенова З. Х.
Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 г. при бурении параметрической скважины (П - 10).
Месторождение расположено в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины. Газоконденсатнонефтяная залежь приурочена к мощному комплексу нижнепермских и каменноугольных карбонатных образований.
Альтернативным остается важный для разработки месторождения вопрос о наличии внутрирезервуарной покрышки между каменноугольной и пермской пластами резервуара. По геофизическим и литологическим данным на границе этих частей выделяется литологический барьер - ассельская глинисто - карбонатная пачка.
Обработка данных ГИС по разведочным и части эксплуатационных скважин привела к предварительному заключению о наличии покрышки и послужила основанием для схематичного разделения газоконденсатной части КГКМ на два объекта - пермский и каменноугольный.
Были выполнены литологические описания, проведены рентгеновские, электромикроскопические, термические анализы для определения микроэлементного состава пород.
Вывод об экранирующих свойствах пород базировался на физико-механических и флюидоупорных характеристиках: открытой пористости, газопроницаемости, деформационно-прочностных свойствах (твердость, Модуль Юнга, пластичность), трещиноватости.
Ассельская плотная глинисто-карбонатная пачка прослеживается на границе каменноугольных и пермских отложений на глубинах 4414 м (скв. 23) - 5260 м. (скв. 34).
Глинисто карбонатная пачка имеет двучленное строение. Глинистый пласт, залегающий на размытой поверхности каменноугольных отложений, перекрывается плотным карбонатным пластом.
КОЛЬСКО-КАНИНСКАЯ МОНОКЛИНАЛЬ, ЕЕ ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ

Корнеев М.А. (Саратовский Государственный Университет) Научный руководитель - проф. Маврин К. А.
Мурманская область испытывает ежегодно углубляющийся топливно-энергетический кризис, связанный с отсутствием собственной ресурсной базы углеводородного сырья. Одним из вариантов решения этой острой проблемы является развитие нефтегазопоисковых работ в направлении поиска залежей УВ в рифейских отложениях прибрежной зоны Кольского п-ва.
Основанием для положительной оценки перспектив нефтегазоносности рифейских отложений прибрежной зоны Кольского п-ва является установленный еще в 70-х гг. факт аномально высоких концентраций углеводородных газов (до 53,4 см3/кг) в рифейских отложениях п-ова Средний, Рыбачий и о. Кильдин (КНЦ РАН). Позднее, в 80-х гг., аналогичный факт был установлен для водной среды и толщи донных осадков в прибрежной зоне Кольского п-ова, соответствующей полосе развития рифейских отложений
(ГУП СМНГ, ОАО МАГЭ).
В этой связи, особую важность имеет решение ряда проблем, касающихся особенностей тектонического строения, стратиграфического строения, стратиграфического положения и взаимоотношения различных серий рифейских отложений п-овов Рыбачий, Средний и о. Кильдин.
В последнее время обсуждаются два варианта корреляции различных серий рифейских отложений п-овов Рыбачий, Средний и о. Кильдин: 1) в виде нормальной стратиграфической последовательности (снизу вверх) - кильдинская, волоковая, рыбачинская (эйоновская+баргоутная) серии; 2) в виде тектонического надвига более более древней рыбачинской серии на отложения волоковой и кильдинской серий.
В первом случае традиционно считается, что по поверхности рифейских отложений (сейсмический отражающий горизонт VII (РЯ2-3)) Кольско-Канинская моноклиналь представляет собою непосредственное продолжение северного склона Балтийского щита. В условиях нормальной стратиграфической последовательности и ненарушенного моноклинального залегания рифейские отложения бесперспективны для обнаружения в них структурных ловушек и коллекторов гранулярного типа.
Во втором случае считается, что более древняя рыбачинская серия надвинута на отложения волоковой и кильдинской серий (п-ов Рыбачий), которые перспективны для обнаружения в них тектонически-экранированных ловушек. Этот вариант корреляции различных серий рифейских отложений п-овов Рыбачий, Средний и о. Кильдин не противоречит региональной модели строения Тимано-Варангерской системы байкалид, в которой определяющая роль отводится надвигам, направленным в сторону Балтийского щита.
По результатам последних сейсмических работ, проведенных усилиями ОАО «Саратовнефтегеофизика» на п-овах Средний и Рыбачий подтверждается модель надвигового строения п-ова Рыбачий. Однако, структурных осложнений в поднадвиговой зоне по кильдинской толще, с которыми связывали открытие залежей УВ, не выявлено. По новым данным под поисковое бурение рекомендуются ряд выявленных структурных дислокаций по горизонту, предварительно отождествляемого с поверхностью более древних отложений, чем кильдинская серия (п-ов Средний).
Таким образом, противоречивое истолкование геологического строения Кольско-Канинской моноклинали говорит о сложном ее строении. Явно необходимо параметрическое бурение, которое во многом снимет ряд вопросов, на которые сейсмическая разведка, в силу своей ограниченности, дать однозначных ответов не может. По результатам бурения окончательно станет ясно о перспективах этой территории, которые на данный момент оцениваются высоко.
ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРО-ЗАПАДНОЙ ЧАСТИ
КАСПИЙСКОГО МОРЯ

Сибилёв М. А (Саратовский Государственный Университет) Научный руководитель - Л. А. Коробова
В настоящее время Каспийский регион является зоной международных геополитических интересов. По некоторым данным его потенциал углеводородных ресурсов составляет не менее 15 миллиардов тонн условного топлива в нефтяном эквиваленте. Это ставит его на второе место (после Персидского залива) по запасам нефти и газа. В недрах Каспийского моря скрыты продолжения континентальных нефтяных и газовых месторождений Азербайджана, Туркменистана и северо-западного Казахстана, а также многие другие сугубо морские, не связанные с материком залежи углеводородов. Многие из этих месторождений разрабатываются уже десятилетия и снискали мировую известность - Нефтяные Камни около Баку или Мангышлак в Казахстане.
Оценка перспектив нефтегазоносности северо-западной части Каспийского моря является одним из приоритетных направлений деятельности организации "Южморгеология", базовый центр которой находится в г. Геленджике.
В докладе приводятся результаты проведенных комплексных геолого-геофизических работ, выполненных "Южморгеологией" за период 2002-2003г.
Объект исследования расположен в Российском секторе акватории Каспия, ограничен с севера и запада береговой линией до границы с Азербайджаном и Казахстаном, с юга и востока - морскими границами с Азербайджаном, Казахстаном и Туркменистаном. Исследуемая территория охватывает шельф, материковый склон и глубоководную впадину, прилегающую к республикам Дагестан, Калмыкия, Астраханской области. Общая площадь Российского сектора Каспийского моря составляет около 80000 км .
Известно, что данный объект изучался многими исследователями, неоднократно проводились различные исследования как экологические, так и поисковые на обнаружение нефтяных и газовых месторождений (геохимическая съёмка, микробиологические, геофизические и другие). Во время экспедиции 2003г., в которой принимал участие и автор доклада, был проведен ряд работ, направленных на изучение перспектив и оценки нефтегазоносности данного региона, а именно: геохимическая съемка, которая включала газометрию донных отложений (изучение качественного и количественного состава углеводородных газов), микробиологические исследования донных отложений; гранулометрический, минералогический, петрографический, спектральный анализы донных осадков; анализ содержания в них нефтепродуктов; пиролитические и люминисцентно-битуминологические исследования органического вещества донных отложений. Геофизические исследования включали сейсмоакустическое профилирование и гидролокацию бокового обзора. Геомикробиологический метод на акваториях был использован для выявления локализации зон или участков проявления газообразных или жидких углеводородов.
В результате проведенных исследований были построены геоморфологическая и литологические карты, а также карты распределения углеводородных газов в осадках. Произведена оценка фоновых параметров их распределения. Выделены участки с аномальным содержанием газов в донных отложениях. По результатам комплексной интерпретации геохимических и геофизических исследований произведена разработка аномалий углеводородных газов в донных осадках, выделены аномалии миграционного происхождения. Произведено геолого-геохимическое районирование исследуемой территории, выделены наиболее перспективные для поисков нефти и газа участки.
ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА КАРАЧАГАНАКСКОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Соловьев С. Н. (Западно-Казахстанский инженерно-технологический университет,
Политехнический институт)
Научный руководитель - Тлепбергенова З. Х.
На Карачаганакском газоконденсатном месторождении выделены три эксплуатационных объекта разработки: I - газоконденсатный (пермь), II -газоконденсатный карбон, III - нефтяной (карбон).
Выделение газоконденсатных объектов по перми и карбону вызвано в основном тем, что I и II объекты считаются газодинамически разобщенными, существенно различаются по площади газоносности, а также трудностью вскрытия I и II объектов единым забоем по условиям проходки в сводовой зоне.
Второй и третий эксплуатационные объекты представляют собой сложную гидродинамическую систему с неясной степенью вертикальной и площадной связи.
Основные запасы газа в I объекте эксплуатации приурочены к мощному карбонатному массиву, расположенному в восточной части структуры, и сосредоточены, в основном, на сравнительно небольшой площади, оконтуренной изопахитой.
Максимальные общие газонасыщенные толщины каменноугольных отложений приурочены преимущественно к восточной части структуры и сосредоточены в гребневой части рифа, ограниченный на структурной карте изогипсой - 4400 м.
Разрез нефтяной залежи III объекта литологически неоднороден. Высокие дебиты нефти приурочены, в основном, к доломитовым пластам. Высокие значения газоконденсата в некоторых частях разреза не связаны с глинистостью, и приурочены к зонам повышенной естественной радиоактивности, возникающей за счет наличия детритового материала.
Третий эксплуатационный объект располагается приблизительно на абсолютных отметках от 4950 - 5150 м., который вскрыт почти на полную толщину.
В нижней части визейского яруса глинисто-карбонатным репером третий эксплуатационный объект разделяется на подобъекты III - A и III - Б; преобладающая толщина репера от 3 м. (скв. 23) до 27 (скв. 24), иногда она достигает 37 м. (скв. 17) и больше.

ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Тлепбергенова З.Х. (Западно-Казахстанский инженерно-технологический университет, Политехнический институт)
В составе осадочного чехла на месторождении по данным бурения установлено развитие отложений в широком стратиграфическом диапазоне от четвертичных до верхнедевонских. Помимо этого по данным сейсморазведки в состав осадочного чехла входит среднедевонские и девонские нижнепалеозойские или рифей-вендские отложения.
По особенностям условий залегания и литолого-формационного состава пород осадочный чехол подразделяется на ряд структурных этажей или литолого-структурных комплексов.
Основная продуктивность на месторождении связана с фаменско-артинским этажом, обособленным в виде рифогенного карбонатного тектоноседиментационного массива, представляющего собой природный резервуар для нефтегазоконденсатной залежи, которая занимает его каменноугольно-нижнепермскую часть.
Рифогенный тектоно-седиментационный генезис карбонатного массива обусловил его литолого-фациальную неоднородность.
По структурно генетическим признакам карбонатные породы в продуктивной толще подразделяются на пять классов: I - биогенные, II - органогенно-детритовые, III -органогенно-обломочные, ^-биохимогенные^ - пере кристаллизованные. Биогенные породы фациально приурочены, главным образом, к органогенным постройкам и преобладают в отложениях ядра рифа и рифового плато нижней перми и кольцевого рифа карбона. Органогенно-детритовые породы преобладают в лагунных фациях нижней пермии и карбона. Остальные три класса пород имеют в целом значительное или подчиненное развитие во всех фациальных зонах карбонатного массива. Относительно повышенное содержание органогенно-обломочных пород характерно для склонов нижнепермских рифогенных построек. Биохимогенные породы так же больше связаны с фракциями углубленных участков склона рифогенных комплексов и зон с некомпенсированным осадконакоплением (депрессионные отложения).
Перекристаллизованные породы шире представлены на склонах нижнепермского рифа и в каменноугольном кольцевом рифе. По существенному составу все породы-коллекторы делятся на известняки, известняково-доломитовые породы и доломиты.
В отложениях нижней перми более половины продуктивного объема приходится на фации ядра рифа и рифового плато. Остальной объем охватывает фации склона рифа, мелководно-морских и нормально-морских отложений. В каменноугольных отложениях, основной продуктивный объем (более 90 %) газоконденсатной части месторождения приходится на лагунные отложения и породы краевого рифа в примерно в равных соотношениях.

К ПРОБЛЕМЕ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УВ ВО ВПАДИНАХ ВНУТРИАЗИАТСКОГО ТЕКТОНИЧЕСКОГО ПОЯСА (НА ПРИМЕРЕ СЕВЕРО-ЗАПАДНОГО КИТАЯ)

Цзи Фань (Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет) Научный руководитель - Сиднев А. В.
Внутриазиатский тектонический пояс является восточной частью Евразиатского пояса. Он занимает пространство от Охотского моря до Памира и возник в результате столкновения Индийского континента с Евразией.
Внутриазиатский пояс начинается со сложного узла, где сходятся цепи Гималаев, Каракорума, Памира, Гиндукуша, и протягивается в северо-восточном направлении, вплоть до Байкальской горной страны и Станового хребта. В него входят высоко поднятые плато Тибета, горные цепи Тянь-Шаня, Куньлуня, Джунгарии, Алтая, Гоби и Восточного Саяна, глубоко опущенные котловины — Таджикская, Ферганская, Таримская, Джунгарская, Алашаньская, Больших Озер, рифтовые впадины Байкальской зоны.
Внутриазиатский горный пояс с его резко расчлененным рельефом возник сравнительно недавно. В его пределах повсеместно сохранились остатки древней поверхности выравнивания, расположенной в настоящее время на совершенно различных уровнях. Поверхность выравнивания формировалась на протяжении позднего мела и палеогена вплоть до конца эоцена или середины олигоцена. Оживление горообразовательных движений относится к новейшему времени.
Расчленение древнего пенеплена и воздымание гор сопровождалось накоплением обломочного материала, поступающего за счет разрушения гор. Мелководные морские и озерные бассейны, существовавшие в позднем мелу и эоцене на обширных территориях Центральной Азии — в Тянь-Шане, Западном Китае, Монголии -- были осушены. Преимущественно шло накопление грубообломочных отложений молассового типа, часто красноцветных. Они известны практически во всех котловинах Центральной Азии, охватывая интервал времени от олигоцена до современности.
Внутриазиатскому горному поясу свойственно неоднородное глубинное строение. Под горными хребтами земная кора, как правило, утолщена, а под котловинами — утонена. Наиболее значительное увеличение мощности земной коры (до 70 км) относится к Тибетскому плато.
По Л. П. Зоненшайну и Л. А. Савостину, неотектоническая структура Внутренней Азии является результатом взаимодействия ряда малых плит и микроплит, разделенных достаточно широкими зонами непрерывной деформации.
Внутриазиатский сейсмический пояс, как и другие сейсмические пояса, должен отвечать границе литосферных плит. Существование его свидетельствует о том, что Евразия не является единой плитой и что от нее отколота юго-восточная часть, которая образована мозаикой многих малых плит и микроплит.
Современные сейсмоактивные разломы Внутренней Азии показаны на рис. 1. На нем видно, что вся Внутренняя Азия разбита на серию блоков, составляющих в совокупности как бы «гигантскую брекчию».
Мозаика микроплит, охватывающая Центральную Азию, располагается между двумя главными литосферными плитами: Евразиатской и Индийской. В ней различаются следующие микроплиты: Монгольская, Джунгарская, Ордосская, Таримская, Алашаньская, Тибетская, Памирская и Афганская, а также более мелкие блоки— Восточно-Саянский, Тувинский, Ферганский и Таджикский .
Внутренние части микроплит Центральной Азии заняты либо глубокими котловинами — Таримской, Алашаньской, Джунгарской, Больших Озер и т. д., либо высокими плато — Тибет и Памир.
В целом, образование Внутриазиатского пояса возрожденных гор хорошо согласуется со столкновением двух континентальных плит — Индийской и Евразиатской. Именно это столкновение вызвало новейшую тектоническую активизацию этой области и привело к расколу Евразии наискось от районов Памира на юго-западе до хр. Черского на северо-востоке. Вторгающийся на север Индостан обусловил торошение расколотой части Евразии и дробление ее на серию малых плит и микроплит. Там, где континентальные осколки нагромождались друг на друга, возникали горные хребты, а там, где они по причине общей направленности движений расходились друг от друга, появлялись зияния и образовывались рифтовые структуры.
Древняя зона субдукции образовала здесь сильнопроницаемую разломную зону. Она явилась проводником для всех флюидов, в том числе углеводородных. Это зона высоких значений геотермического поля. Она благоприятна для формирования залежей углеводородов. Источники их располагаются на глубинах более 7000м, в зонах повышенной трещиноватости литосферы. На примере месторождений «Карамай», «Урхо» и др., установлена взаимосвязь между физико-химическими свойствами нефтей и интенсивностью теплового потока. В зонах с высоким уровнем теплового потока нефти являются более лёгкими, подвижными с меньшим содержанием серы, смол, асфальтенов. Выявленные закономерности могут быть использованы для поисков новых мест скоплений углеводородов и прогнозирования их качества.

Литература :
1. Зоненшайн Л. П. , Кузьмин М. И. , Натапов Л. М. «Тектоника литосферных плит территории СССР» —М. Недра, 1990.-кн.2.-334с.

ВЛИЯНИЕ ХАРАКТЕРА ВЫРАБОТКУ КОЛЛЕКТОРСКИХ СВОЙСТВ
НА РАЗВЕДКУ ЗАПАСОВ НЕФТИ В РИФОГЕННЫХ МАССИВАХ (НА ПРИМЕРЕ ЮЖНОГО ПРИУРАЛЬЯ)

Чжан Цзенбао (Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет) Научный руководитель - Котенев Ю. А.

Исследования выполнены на примере рифогенных месторождений Южного Приуралья. Для оценки влияния характера распределения коллекторских свойств на выработку запасов нефти в пределах каждого массива Введеновского, Старо-Казанковского и Тереклинского месторождений были выделены центральные и периферийные зоны.
Используемая методика подсчета запасов позволяет получить все данные, характеризующие коллекторские свойства и запасы нефти по любому выбранному участку месторождения.
В пределах каждой зоны на основании начальных балансовых запасов и накопленной добыче нефти определялся текущий коэффициент нефтеотдачи. Также были рассчитаны средневзвешенные по объему значения коэффициента открытой пористости, средневзвешенной открытой и эффективной толщины, доля эффективной толщины от общей, средневзвешенный объем удельный объем нефти, плотность сетки скважин и удельная емкостная характеристика. Удельная емкостная характеристика отражает емкостные свойства коллектора в зоне дренирования и технологические условия, способствующие извлечению содержащихся в нем углеводородов.
Для рассматриваемых залежей установлено влияние характера распределения коллекторских свойств на выработку запасов нефти по центральным и периферийным зонам.
Анализ результатов исследований показывает, что величина эффективной нефтенасыщенной толщины и открытой пористости в центре выше, чем на периферии. Разница в коллекторских свойствах между центральной и периферийной зонами обуславливает опережающую выработку запасов центральной зоны.
На выработку запасов нефти помимо коллекторских свойств значительное влияние оказывает и плотность сетки скважин.
На основании проведенного исследования можно сделать следующие выводы:
Для центральных зон рифогенных массивов характерны высокие значения удельных объемов нефти и лучшие коллекторские свойства.
Выработка запасов в центральных зонах в 1,5-3,5 раза выше, чем на переферии. Это объясняется тем, что краевые зоны обладают худшими емкостными свойствами, они разбурены более редкой сеткой скважин.

ДЛЯ ЗАМЕТОК:

Научное издание

ТЕЗИСЫ
Всероссийской научной конференции Студентов, аспирантов и молодых специалистов

ГЕОЛОГИ XXI ВЕКА

г. Саратов, 29-31 марта 2004 года


Компьютерная верстка: Сутормина Н.Н. Ответственный за выпуск: Волкова Е. Н., Сутормина Н.Н.


Подготовлено к изданию в редакционно-издательском отделе СО ЕАГО

Изд. лиц. ИД № 03472 от 08.12.2000. Подписано к печати 15.03.2004. Формат 60x84 1/16. Бумага Lamond. Гарнитура Times. Усл. -печ. л. 10,93 Уч. -изд. л. 13,54 Тираж 120. Заказ 284.

410019, Саратов, ул. Крайняя, 129, Изд-во Саратовского отделения Евро-Азиатского геофизичесого общества (СО ЕАГО)

Отпечатано в типографии Изд-ва НВНИИГГ. 410710, Саратов, ул. Московская, 70

<<

стр. 2
(всего 2)

СОДЕРЖАНИЕ