Вопрос 18. Влияние траппового магматизма на образование и миграцию углеводородов, формирование и разрушение их скоплений.

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒

Кроме тектонических параметров на нефтегазоносность некоторых бассейнов значительное влияние могут оказывать тесно связанные с тектоникой процессы траппового магматизма. Оно выражается не только в изменении температурного поля седиментационного бассейна, но и в ряде других особенностей процесса образования, миграции и аккумуляции УВ.

Прежде всего неравномерность распределения трапповой магмы среди осадочных пород бассейна может обусловить пространственную мозаичность процессов генерации УВ. Прямая связь нефтегазонасыщенности отложений (триасовых песчаников) с мощностью пронизывающих их трапповых интрузий (третичного возраста) была установлена еще в 1929 г. для северо-западной части Мадагаскара. Поэтому в бассейнах с трапповым магматизмом вертикальная зональность катагенеза может быть существенно нарушена за счет аномальной концентрации интрузивных тел.

В период внедрения трапповой магмы коренным образом изменялись условия миграции УВ. Раскрытие многочисленных трещин растяжения способствовало резкому увеличению перетоков нефти и газа в сторону областей пониженного давления. Остывшие пластовые и секущие тела траппов создавали в осадочной толще структуру типа пчелиных сот, что препятствовало свободной миграции флюидов. Секущие траппы, выходящие на поверхность, могли вызывать полное или частичное разрушение ранее существовавших залежей УВ. В этом отношении особого внимания заслуживают трубки взрыва, в которых нередко фиксируются обильные следи миграции флюидов нефтяного ряда.

Во многих случаях интрузивный магматизм существенно изменяет коллекторские свойства пород. За счет контактового метаморфизма очень часто происходит зональное уменьшение проницаемости коллекторов, в результате чего в их пределах (по А. И. Леворсену) формируются дополнительные ловушки. В то же время в связи с увеличением трещиноватости эндо- и экзоконтактовых зон интрузивом объем потенциальных резервуаров нефти и газа возрастает.

Неравномерное расположение в осадочной толще интрузивных тел различных формы и размеров осложняет соотношение структурных планов вмещающих пород, что не может не сказываться на посттрапповой миграции и окончательном формировании залежей УВ.

Все многообразие явлений, сопровождающих трапповый магматизм и оказывающих влияние на нефтегазоносность, однозначно свидетельствует о необходимости тщательного выяснения закономерностей пространственного размещения трапповых тел. Однако решение такой задачи до проведения больших объемов глубокого бурения и геофизических работ представляет огромные трудности. Поэтому при оценке перспектив нефтегазоносности малоизученных бассейнов с широко проявленным трапповым магматизмом приходится ориентироваться лишь на предварительные закономерности, выявленные в подобных бассейнах различных регионов мира.

Вопрос 19. Комплексный анализ тектонических предпосылок нефтегазоносности, использование ЭВМ и аппарата распознавания образов для прогноза.

Для оценки влияния на нефтегазоносность особенностей строения и истории формирования пликативных и дизъюнктивных дислокаций неоднократно применялись методы математической статистики, иногда с широким использованием программ распознавания образов и ЭВМ.

В результате были подтверждены многие связи нефтегазоносности с тектоническими параметрами, выявлены некоторые присущие изученным территориям характеристики, позволяющие успешно прогнозировать продуктивность отдельных структур. Основные выводы, полученные в результате использования различных параметров тектонических дислокаций для решения прогнозных задач нефтегазовой геологии с помощью программ распознавания образов и ЭВМ, формулируются так:

1. Любая отдельно взятая характеристика строения или истории формирования тектонических дислокаций, осложняющих перспективные комплексы, малоинформативна для прогнозной оценки.

2. Некоторые сочетания тектонических характеристик, несмотря на низкую информативность каждой из них, в совокупности позволяют прогнозировать продуктивность структур с высокой надежностью.

3. К числу наиболее благоприятных для накопления нефти и газа в пределах антиклиналей относятся порядка 10-ти характеристик ловушек, а также поднятий I и II порядков, на территории которых они расположены. Среди них следует отметить: а) активный рост поднятий I порядка в период отложения нефтегазоносного комплекса и в новейшее время и умеренный – непосредственно после накопления продуктивных осадков; б) средние величины отношений длины затухающих в чехле разломов, оконтуривающих поднятие I порядка, к его периметру и секущих – к его площади; в) активный рост поднятий II порядка в новейшее время; г) низкий уровень соответствия структурных планов поднятия II порядка по подошве нефтегазоносного комплекса и приповерхностным горизонтам; д) средние величины удлинения (3-4) и удельной амплитуды (1,5-2 м/км²) самой ловушки; е) высокая устойчивость тектонического развития антиклинальной ловушки при большой и низкая – при малой ее амплитуде по кровле нефтегазоносного комплекса; коэффициент устойчивости развития – это отношение базовой высоты поднятия к суммарной (то есть амплитуды структуры низшего порядка к суммарной амплитуде поднятия с учетом осложняющих структур); если коэффициент близок к 1, то развитие устойчивое).

Как видно из рисунка, для подсчета этого коэффициента надо поделить сумму амплитуд осложняющих структур на амплитуду базисной.

Кроме тектонических параметров на нефтегазоносность некоторых бассейнов значительное влияние могут оказывать тесно связанные с тектоникой процессы траппового магматизма.

Вопрос 20. Основные принципы составления специализированных на нефть и газ тектонических карт, содержание их легенд

К настоящему времени создано большое количество тектонических карт, отражающих строение как небольших участков, так и целых крупных регионов. Принципы построения и легенды этих карт характеризуются чрезвычайным разнообразием. При этом могут быть выделены тектонические карты общего назначения и специализированные на тот или иной вид полезных ископаемых. В задачу данной работы входит рассмотрение тектонических карт, предназначенных для выявления закономерностей распределения нефти и газа в пределах седиментационных бассейнов платформенного типа.

Среди специализированных на нефть и газ тектонических карт большое место занимают карты, на которых находят отражение лишь контуры пликативных дислокации различных порядков и основные дизъюнктивные нарушения. Хотя эти тектонические параметры и имеют существенное значение для понимания закономерностей распределения нефти и газа, они далеко не исчерпывают все многообразие тектонических предпосылок нефтегазоносности.

Основное назначение тектонических карт нефтегазоносных областей в значительной мере было раскрыто уже в работах И. М. Губкина (1932 г.). Позднее этому вопросу большое внимание уделял В. Е. Хаин (1954 г.). В 1960 г. принципы составления тектонических карт нефтегазоносных платформенных областей были рассмотрены в статье В. Д. Наливкина. Основными тектоническими особенностями, оказывающими значительное влияние на формирование и распределение нефтяных и газовых залежей, В. Д. Наливкин считал современные очертания, время формирования и генезис пликативных структур, наличие разрывов, время их возникновения, вторичной активизации и заживления, возраст фундамента платформ. Аналогичные соображения о принципах составления и содержании тектонических карт нефтегазоносных областей были высказаны В. Е. Хаиным, Г. X. Дикенштейном и другими геологами на совещании тектонической секции межведомственной комиссии при отделении геолого-географических АН СССР 1960 г. в Москве. Большинство исследователей считают необходимым отражать на таких картах в первую очередь те тектонические параметры, которые оказывают наибольшее влияние на формирование и распределение УВ. Однако практическая реалнзация этого бесспорного положения часто весьма далека от оптимального варианта, о чем свидетельствует большое разнообразие легенд тектонических карт не только различных, но даже одних и тех же нефтегазоносных территорий, составленных в разные годы.

Полнота и способы отражения на специализированных тектонических картах информативных параметров определяются особенностями строения и истории тектонического развитии исследуемогонефтегазоносного бассейна и степенью его изученности. Анализ совокупности вынесенных па карту тектонических параметров должен позволять достаточноуверенно наметитьзонынаиболее вероятного накопления нефтии газа, а при крупномасштабных построениях определить вероятность заполнения углеводородами выделенных структурных ловушек (локальных поднятий).

В соответствии с этим под специализированной на нефть и газ тектонической картой следует понимать итоговый графический документ, отражающий пространственную совокупность тектонических элементов и синтезирующий те их параметры, значительное влияние которых на нефтегазоносность установлено или предполагается в результате анализа имеющейся информации.

При построении специализированных на нефть и газ тектонических карт седиментационных бассейнов должны выдерживаться трипринципа (специализации, соразмерности и однородности описания), приведенные в работе Ю. А. Косыгина (1975 г.). Кроме того, целесообразно соблюдать, еще два принципа: рациональной нагруженности идифференцированной наглядности. Принцип рациональной нагруженности заключается в необходимости отражать на карте максимально возможное количество полезной (целевой) информации, сохраняя при этом хорошую ее читаемость. Принцип дифференцированной наглядности заключается в том, что степень наглядности тектонических характеристик должна быть по возможности пропорциональна их роли в процессе формирования скоплении нефтии газа.

Построение специализированной на нефть и газ тектонической карты возможно в том случае, когда для изученной территории выявлены или хотя бы предварительно намечены основные особенности ее строения и истории тектонического развития, влияющие образование и накопление УВ. Многиеиз тектонических предпосылок нефтегазоносностн являются общими для большинстваНГБ, некоторые же отражают специфику строения и развития отдельных региональных структур.

Составлению тектонической карты, позволяющей выбрать рациональное направление нефтегазопоисковых работ, должны предшествоватьтщательный анализ основных особенностейтектоники территории исследований,выявлениесвязей нефтегазоносности с тектоническими параметрами и оценка их информативности. Только после этого можно приступать к разработке легенды специализированной тектонической карты, следуя принципам рациональной нагруженности и дифференцированной наглядности.

Следовательно, процесс построения специализированной на нефть и газ тектоническойкарты в методическом отношении должен включать четыреосновных этапа: анализ особенностей строения и истории тектонического развития изучаемой территории; выявление связей нефтегазоносности с тектоническими параметрами и оценку их информативности при прогнозе зон накопления и залежей УВ; разработку легенды, максимально отражающей полезную (целевую) тектоническую информацию; построение макета самой карты.

Первые три этапа являются как бы подготовительными, четвертый — завершающим. Нарушение указанной этапности может значительно снизить целевую эффективность специализированной тектонической карты.

Конечной целью построения специализированной на нефть и газтектонической карты является тектоническое районирование изучаемой территории, облегчающее ныбор наиболее перспективных по тектоническим критериям зон накопления и ловушек УВ.

О легенде.

Несмотря на большое разнообразие легенд тектонических карт платформенных нефтегазоносных областей, в целом все они направлены на выявление наиболее вероятных зон накопления и залежей УВ. Правда, не все тектонические карты содержат информацию, достаточную для успешного решения прогнозных задач. Вместе с тем не вызывает сомнения, что в оптимальном варианте специализированная на нефть и газ тектоническая карта должна наглядно отражать те морфологические и историко-тектонические особенности седиментационных бассейнов или отдельных генетически обособленных частей, которые могли оказывать существенное влияние на образование, миграцию и формирование залежей и зон накопления УВ.

В легенде находят отражения тектонические критерии, определяющие особенности нефтегазоносности региона. К ним обычно относят наличие четкого главного этапа формирования платформенного чехла (этап интенсивного прогибания), тектоническую позицию региона, включающую и возраст фундамента, структурно-формационный состав чехла, региональное тектоническое положение района, степень погруженности и объем осадочного выполнения, степень дислоцированности, палеотектонические и тектонические характеристики структур.

Для увеличения информативности карты на нее могут быть нанесены некоторые дополнительные показатели. Структура поверхности фундамента, подошвы ортоплатформенного чехла и основного продуктивного или характерного (опорного) горизонта чехла расшифровывается при помощи изогипс. Разломы различного класса (разделяющие надпорядковые и крупнейшие тектонические элементы, региональные и локальные), играющие существенную роль в формировании основных структурных элементов и связанных с ними месторождений. При наличии информации выделяются "слепые" разломы фундамента, разрывные нарушения, секущие фундамент и часть чехла, и внутри-чехольные разрывы. На карту могут быть нанесены также наиболее крупные надвиги. Крупнейшие, крупные и средние тектонические элементы обычно отражены названиями и контурами. Показано распространение соленосных отложений разного возраста, изображены зоны рифогенных структур, грязевые вулканы, т. е. показатели, влияющие на особенности формирования залежей нефти и газа.

На карту нанесены основные нефтегазогеологические подразделения — нефтегазоносные провинции и самостоятельные области. Легенда карты, разработанная на основе приведенных выше положений, позволяет оценить роль отдельных комплексов в процессе генерации и накопления углеводородов в осадочном чехле и установить региональные тектонические критерии нефтегазоносности различных структурных элементов.

Вопрос 21. Тектоническое районирование нефтегазоперспективных территорий.

Раньше большинство исследователей придавали решающее значение структурно-тектоническим признакам, благождаря чему нефтегазоносные бассейны (провинции) разделялись в первую очередь по геотектоническому положению на платформенные (внутренние и окраинные), пригеосинклинальные и межгорные. Однако в дальнейшем более существенной оказалась связь количества УВ с мощностью накопленных толщ, с глубиной перспективных комплексов в современном и палеоструктурном планах. Эта связь проявляется в большинстве НГБ независимо от их геотектонической принадлежности (типа). Следовательно, при тектоническом районировании перспективных на нефть и газ бассейнов указанные признаки являются определяющими. Глубины погружения нефтегазосодержащих толщ на всех этапах тектонического развития не всегда могут быть определены с достаточной точностью. Поэтому часто приходится ориентироваться на современные мощности и глубины залегания осадков, которые, по существу, контролируются особенностями строения и истории формирования надпорядковых тектонических элементов, осложняющих седиментационнные бассейны.

Таким образом, основу тектоническтого рацонирования седиментационнного бассейна должны составлять надпорядковые структуры, предопределяющие не только закономерности изменения мощностей и глубин залегания осадков.ю но и особенности их формационного состава, дислоцированности, насыщенности телами траппов и многие другие важные для оценки перспектив нефтегазоносности тектонические признаки. Эффективность тектонического районирования будет во многом зависеть от полноты целевой информации о тектонических особенностях выделяемых на карте элементов.

⇐ Предыдущая 3 4 5 6 789 10 11 12 Следующая ⇒

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском:

vikidalka.ru - 2015-2024 год. Все права принадлежат их авторам! Нарушение авторских прав | Нарушение персональных данных