Бесплатный автореферат и диссертация по геологии на тему

Гидродинамические условия размещения нефтяных скоплений в каменноугольно-пермских отложениях Севера Тимано-Печорского НГБ

ВАК РФ 04.00.17, Геология, поиски и разведка нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Гидродинамические условия размещения нефтяных скоплений в каменноугольно-пермских отложениях Севера Тимано-Печорского НГБ"

МОСКОВСКИЙ ОРДЕНОВ ЛЕНИНА, ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛКЩМ И ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ им.1 М. В.ЛОМОНОСОВА :

Геологический факультет

На правах рукопиои

ФАРТУКОВ АНДРЕЙ МИХАЙЛОВИЧ V''

УДК 553.982.2:556.3/(470.Ш) <

ПЩРОДШШШЕСКИЕ УСЛОВИЯ РАЗМЩЕНМ НЕФТЯНЫХ СКОПЛЕНИЙ В ВДЙШ0У1ШЫЮ-ПЕЫСКИХ ОТЛОКЕКИЯХ СЕВЕРА ТИШЮ-ЕЕЧОРСКОГО НГБ

Специальность 04.00.Г7 - Геология, поиски и разведка • •

нефтяных и газошх месторачдаггй К

Автореферат диссертация на соискание ученой степени кандидата гаолого-мииералогических наук

Москва - 1990

Диссертационная работа выполнена на "эфедре гео..огии и геохимии горючих ископаемых' геологического факультета Московского государственного университета км. М.В.Ломоносова

Научный руководитель: доктор геолого-минералогических наук,

профессор В.3.Семенович (¡¿ГУ им. М.В.Ломо-^осова)

Официальные оппоненты: доктор геолого-минералогических каук,

профессор С.Б.Вагин (МЖГ им. И.М.Губкина).

кандидат геологс-мкнерчлогических наук, ст.науч.сотр. В.И.Дюнин (МГУ им. Ы.В.Ломоносова)

Ведущее предприятие: Институт геологии и разработки горючих ископаемых (ИГиРГИ)

в ^__ч

:3ащита диссертации состоится И *

'М^сш 199 ^г. в ' ^ час на заседании специализированного совета Д.053.05.64 по геологии, поискам и разведке нефтяных и гааовых месторождений, месторождений твердых горючих ископаемых и литологии при Московском государственном университете им. М.В.Ломоносова по адресу: 119899, ГСП, г.Москва. В-234, Ленинские горы, МГУ, геологический факультет, еуд. 6 <¿7

С диссертацией можно ознакомиться в .блчотеке геологического . факультета МГУ.

» К ■■ ЮУЯлф! тдд Ох

Автореферат разослан Ученый секретарь

специализироваш'.ог'з совета < А.Я.Архипов

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность тога. В течение истекшей четверти зека, 'когда добыча нефти в мире возросла в 2,7 раза, а объем буреняе -в 1,5 раза, накоплен обширшй материал, значительно распирпииий 1р0дставйон2я об онтогенезе углеводородных сг'тем. Сучесттойно раздвинулась фактографическая основа геологик нефти и газа л, со-этветсгвонно, теоретические концепции. Ес.та з предыдущею четвери» 1 зека (1935-1960 годы) основными объектами поисков былу актаюш-гальныо структуры, то сейчас совершенно ясно, что другие тали хо~ вушек, имещце более широкое я повсеместное распространение, я»т • ияются Бажтащ объекта?™ поисков. Среди неантиклиналькых яовушзк' наименее изучзны гидродин&мпческае, то есть, формируема в результате двгненкя вода в недрах. Гидродинамический фактор иагзет -«маловажно* значение не только в плане формирования лозушек, Но í в пла' • влияния на форму залежи любого типа. Поэтому рассмотри-, п'.е процессов, форм л условий его проявления имеет большое зна-юние как в практическом, так я в теоретическом отношении, Отчет— шзое представлен" т о характере гщггхшшамическог'о поля поз волге*; 5олее широко представить процесс" перемещения флюидов в объема мфте^азоноеннх комплексов, их дифференциации или, наоборот, ш-; аяого растворения, накопления и разрушения их скошмний,'

Цель работа заключается в изучении гидродикамулеских уело- , зий распределения нефтяных скоплений ла севере Тимано-Почорского,. 1ГБ д.-я оценки перспектив ах поисков на зональном и локалыкя ,: •; уровнях. ■; :''■/¡У/;!

Исходя из этого, автором решались следупдае осиовшо ^¿уш ■■

■ анализ фящдодшаыЕчесхой обстановки в регионе а отдельных гях>,,. юстях; •!'■'.•<■

■ изучение роли гидродинамического фактора в распределб/са Н'^т.';-шх скоплений с помощью моделирования на Шл-,'-> ',■,.

■ разработка алгоритма локального прогноза нефтегазоносной» но 'ядродянаг.кческиы данкын с учетом степей;- изученности эрриторпя;

■ вкбор критериев прогноза ч оценка перспектив нефтеносности раз«-.-' 2ГСВ2Х районов и доильных структур бассейна.- • • " .

Научная новизна исследований. разработана г.рито;кг зонькыад.гс I локального прогноза нефтеносности по гадродишшячагзекм далглш. [родоюжвн алгоритм локального прогноза яофтегазоносиссиг по гад-."-¡оданаиическим данный. п^ .глвнюай для изучения с -»боразвурвяшк.

территорий. Гиг'хшкамические построения, Еклотая .моделирование яа ЭВМ, выполнены с уча том структура гидравлических связей в осадочном 'чехле региона.

,, ' Практическая значимость работа. Выполнена научно обоснован-

ная оцешса пьуспекткв нефтеносности различных районов, участков ¡'ж локальных структур севера Тимако-Печорского НГБ. Подученный '.результаты позволяют рекомендовать первоочередные объекты поисковых работ, что будет способствовать повышении их эффективности" ;не только в изученных бурением, но п галоразбуренных районах бассейна.

• Разработанные кр^~чрки и алгоритм локального к зонального :.•>• прогноза нефтеносности по гидродинамическим данным могут быть ' ;Использ(. лны для изучения бассейнов различных типов. '?;. Апробация работы. Основные положения диссертации доклады,' 1. вались на заседании НТС ПГО "Архангельскгеологи..', на конферен-; циях мододах ученых геологического факультета Московского государственного университета (1986-1986), Института геологии и разра-: Сотки горючих ископаемых (1384), изложены в 3 опубликованных работах и 2 теиат.. 1еских отчетах кафедры геологии я геохимии горю-;чих ископаемых Московского университета. Отдельные.результаты я вывода использорлны в тематических исследованиях, выполненных на кафедре гидрогеологии Московского университета.

Фактический материал. Диссертация обоснована результатами опробования более 500 поисково-разведочных скважин объединений "Архангельскгеология" и "Ухтанефть^азгэология". Использованы материалы гидрохимических и геохимических исследований, прозе-дешгых в Ткмано-Печорском отделении ВКИГРИ, Институте геологии Комг филиала АН ССПР, Московском университете. Автором обработаны данные примерно 1/00 га ~-ю химических и 200 геохимических анализов, выполненных сотру;цпшами этих организаций.. Для решения поставленных задач привлечены к друтяе материалы и разработки.

Обьеи те&Ун. Диссертация содержат/30страниц текста, состоит им 5 ьап, введения и заключения, иллвотрйрована I? рисунками к 3 тай® др *и.Список литературы содержит . МО наименования.-

Работа ш:.'олкс1на под руководством профессора В.В.Семеновича. Определенные руководителей направле.<гия и задачи исследований, сов-• костное обсуждение результатов позволили эффективно использовать-разксрэднуо информация для расония поставленных заидч.

Значительную помощь и содействие в работа оказал стараий ^¿иагта' сотрудник Г.ЕЛковлвв. 'Автор сйагодцрат гау1. .ого сотррд-

о

ника Т.А.Киряхину за постоянные консультации и поддержку. При сбора фактического материала содействие оказали В.К.БогапюШ, Б.А.Яралов, С.К.ГоренкиЯ, В.И.Йотов, Б.И.Раппопорт, 13.Я.Россот- -хин, В.Л.Соенко, 3.П.Юрьева и другие товарник, которым автор выражает искреннюю прпзк'-ельность. Автор бла.одарен за советы, замечания, помощь профессорам И.3.Высоцкому, Ю.П.Гаттенбергеру,' .., Ю.К.Корчагиной, Б.А.Соколову, доцентам А.Я.Архкпозу, О.К.Еакено-вой, А.Н.Гусевой, А.А.Трофимуку, ведущим заучинм сот. ,'дгплкам М.В.Голисыну, И.Е.Леййману, старжиу -аучнам сотрудникам Н.П.Фадеевой, Г.ДЛочкя.

Весьма важной для автора бала помощь и псддаркка со сторона 1 Н.С..В.С. и З.Г.Кукуешх, З.В.Демэнтьевой.

Глава I. История изученности ' ■

Влчян..е движения подземных вод на формирование и размещение залежей УВ уставов. ;НО давно. Еще в первой четверти запето сока. ,,' Д.Рич и А.Век качественно показали, что двгаусзяся пластовая вода может наклонять РЧК, сместить залежь нефти в сторону своего детте-; нет или вымыть нефть- из антиклинальной ловушки. В то т.э время, 4 ' при определенном сочет^.пш структурного и гидродинамического З&к- ' торой УЗ могут аккумулироваться' в незамкнутых структур:«* ■.•';

(фязксурах и прочих), образуя гидродинамически экранированное ' лежи. Механизм этих процессов показ, ж в 40-50-е годе М.К.ХзбйертГ

и В.Р Савченко. Они разработали принципы и приеме .кодгчествзяна!;; оценки аккумулпрупдего и деструктивного воздействия гздроджима-'' чаского фактора на залежи УВ. Это определило развитие не,{сгога:»о-' поисковой гидродинамики. '.. 'У};'.

Зна-лтельный вклад в бе развитие внесли в 70-80-е года '.-"'/;■".■' Ю.П.Гаттекбергер, А .А. Плотников, А.Е.Гуревзч, Н.А .Еремзнхс., -v«//.'-И.М.Михайлов, Б ,М.Яковлев я другие. Ими изучены различные гдлал--гидродкнакячзекнх ловушек УЗ, разработаны методические прташ ю: поиска. ',.'-

Благодаря псречислениум ис.еледоьатолям нефгегазопокеказая -/.■'•. гздродянамика превратилась в г^ктивноэ средство локального прогноза иефтегазоносяости. Исследования, проведенные в разних гдйсЕах шра, позволили объяснить формирование уже кзввстадх скоплзнай с' наклонными ВНК (ГНК; z открыть hobío, гидродинамически гкрзнпро-ваяяые, залежи УВ. Такие р-.зотн выполнен!: Т.Грш !, Д.Стоуном, , З.Й.Озябкяиым, А.Чиаролля, В.В.ТимоЗявзим, и.У.Усуагзодам и ,гр.

В Тш/днэ-Печорскоы НГБ подобные исследования срокгиягс!. ,

в ?0-80-д года ЧЕ.Лещенко, К.М.НеЕскоЯ, В.3.Ягодиным, А. В.Борисовым, Б.А.Яраловым, А.А.Сливка, Л.В.Лигунозым. В.И.Зиткер к дру-гшга. Объектами изучония являлись участки и локал—ше структур«, .которые давно л в значительной степени разбурены. Зт;:г,к исследователями били /казаны участки, где в различных нефтегазоносных комплексах болэе кли мсшее вероятно формирование гидродиначслл...-' кжс ловушек УВ. Наши исследования ориентированы, главным образом, на изученио слаборазбуренных территорий.

• : Глава П.-0члгж геологического строим и яе^тегазоносности ба^оэйиа

§11.1. Основные тэктокетеские элементы. В составе Ткмано-.Печорского 1!ГБ выделятся три крупных тектонических элемента: . Ткманская гряда, Печорская синеклиза, ЛредуральсккЯ краевой ; протай.

Тимадс:кзл гряда образована треда кулисообразко расположвк-пыуи залами сеЕеро-западиого простирания - Каниио-Северо-Тиманским. Цилоыско-Чотласгчкм и Восточио-Тимансккм.

Печорская синоклиаа состоит из нескольких элементов. В северо-западной ее части ендоллвтся Норицкая и Малоземельско-Колгуезс-. кая моноклинали, Наемская впадина. Центральная часть образована Лечоро-Коявпнскям авлакогоном. в составе Печоро-Кожвкнского и Кол-зжнекого уегавалов, Денисовской впадаш, включающей Шалкяно-ХрьяхилскиЯ и ЛаЯскиЯ валы, Носов; ступонь, Пятейсклй, Тибейвяс-склй, Еерхнелайский, Усть-ПечорскиЯ прогиби. К Еостоку от авлако-геня расположена Хорейверская впадина, наложенная на Большоземель-екка сбоя фундамента, в составе СандивоЯского поднятия, Садаягян-V ской и КолвависовскоЯ ступеней, Мак'-рихо-Салшинского вала, Чорко-рзчонского, Синяк:рдскс л и Восточно-Садшинского прогибов. На со-заро-востоке с.'жжлизы выделяется Варандей-Адзьвинская структурная зова, вклвчашая-'.валы Сорокина, Гаибурхега, Саромйойский, Талотин-ский, Морейюсгуг'и Верхнеадзьииску» впадины.

С шетега Лечорсхая синекллза ограничена Продуральсккм прогибом, северны»:-'звеньями которого является Коротаиханская и. Косыг-Рогоаская впадины. ..■..;.'■ § II.2.Характеристика разреза и-нефтегазоносные комплексы.

.Ордовжжо-нашвдовонсюй торригвяпо-карбонатнкй комплекс язучея пока недостаточно. Толзиа его максимальна I бола о 1,5 км)

в Денисовской впадине и сокращается на приподнятых блоках -^уп.да— ' мента. Промышленные притоки нефти получены на некоторых алодадг : Колвинского мегавала, ХореЯверской впадины и ВарацдеЯ-АдзьишскоЯ: зоны. Роль покрышек (зональных и локальных) играют ворхшсддгряйс-кая и ншшедсвонская г...зшсто-харбонат1шо тилщи, а иа участках их/ выклинивания - кыновско-саргаезская региональная глинистая. тохва. !

Среднедевонско-нижнефрансккй НТК сложен преимущественно глинисто-песчаными породами; толщина его макопмальн! .1 Печора-Зол-винском аглакогоне (более I км). Нг : шох'их плогддях отлсяезш. комплекса отсутствуют. Залеяи нефти выявлены на Дашпорско'1, ХзрьаГЕНг окой, Возе^-коЗ, Усинской, Седаягинокой и других площадогх, Флш-д; доупором слуяит кывовско-саргаевская толпа. :: ■'■; ';,

Верхнефранско-турнейсккЗ карбонатный НТК развет на сбшкркй*;! площади, г нем широко распространены. рефогешше и органогенннв'. образования. Толцг-а комплекса - более 0,5 км. Залаял нефти уста-! | новленн на Дашорской, Харьягинской, Саадгоайской, ;1;ЕаганскЬй,' Яабоганской и других площадях. Покрышки - зональные и локалькае'] представлены глинистыми отлсжениш малкновского и г!угьского.'':з»8Ч?'-растов. ,. 1 -.'я.!'■'...■ 'г

Никне-средневкзейски2 терригенный ЕПС .раэввт^'нваоасвшбтнд^/ Голщина его достигает 0,3 кн. В нем встречены вдашгешв'.'эалёзаХ'Д-нефти.на Наульской : некоторых друг"х площадях. Покршшг кальиые, образованы глотшстыми отложениями тульского юзраЬЬк^'^Л Каменноугольно-артиискйй НТК охватывает обвиркуо терреторйа;.^ олщина его - 0,1-0,3 км. Коллекторам яадявтся карскдайш^/злэл-т кфогеннио и органогенные образования. Пористость •извэстяшадв';»'««^':^ омитов изменяется от 10 (и меное) до 34 %, проницаемость о 600-1000 .' Еккостно-4'ильтрациошшё свойства :

ой 'море определяется тречшюззатостьо. я »яворнознестьс. • ерокрыт реггоналкю»! флшдоупором - хунгурской глинистой-.-

Данный НТК - :один из основных продукткшмх кода-^ксоз'.бао- 1 зйна. В северной части Почоро-Колвшско^о аалакогеаа СКо'рЬвгаЫдая,- < юилковская, Лаявожская, ..рей »скал и другие.плодади) !тяшвт'^&'згм; и, газокоадвнсатныо и нефтэ.. зовив залою;. Друг'ио"уайоЩ.рфзт^^ аствокно нефтеносные. Залегса нефти открыта иа ХврьйпаскЬ^';''"}-Во^5' зЙсяоЭ, Усинской, Варг.тдейской, .Наульской в других^.вдакрж^.^^у,' ивхя «ассивяыа, плайеоЕые сводок». ■ Кошлеас .хахюггу.ретув'П';«;;; «охным распределением яв£гяных скоплений по и а. ^дда. я эльиинстьо их открыто в гиогозалезжах ыесторсздоваях '

1; сгратиграфическ.-м и гипсометрически!/ тиапазоном нефтегазоносности. 3 то м время, рядом с такими месторождениями рас /жжены плогади, 'продуктивность которых выявлена только з рассматриваемом комплексе. '.'Нередко сможн-о с не$жогазоноснша районам и структурам шюдада ! '„:''оказываются непродуктивными.

!;".'■'.';.- Кунгурско-триасовый НТК развит почте повсеместно; сложен .''йэсчано-глинкстыии породами разного гекозиса - от морского до кок:/. тияантального. Толщина - 0,1-1,5 км и более. Газовые, газокондон-* ¡'сатане, нефтегазовые з^чежи открыты ка севере Печоро-Колзпнского ч авлахогека; нефтяные - в его езной часчи к на северо-западе Варан-' ^дей-лдзьвинской структурной зоны.

ylj '■ .лава III. Флгадодинамическая характеристика региона ..

i'i1-- Изучение распределения нефтяных скоплений к&ченноугольно-i :.артинском НТК вплотную связано с оценкой роли вертикальной и ла~

теральной миграции как в формировании мкогозалежкых месторождений, -■■'.'так и в размещении залежей по плотади; с анализом влияния гидродинамического Ф .(тора на нефтеносность. Другими словами, необходимо ■'<!;'• гзучекиэ динамики флюидообменяых процессов, При этом кашнноуголь-.-■ко-артшекий КГК следует рассматривать в совокупности с соседними 'комплексами.

■ 'Динамика флюидооб.мешшх процессов определяется гидравличас-.'■хгмг. связями в недрах, строением « природой барического поля -■ эти факторы обуславливает возникни„еш'.е межрезервуарных перетоков, ' их направленность. Изучение гидросвязей и барического поля основа-, но на анализе распределения пластового давления, его градигптоз, . злотности флюидов. Чрезвычайно важно использовать гидрохимические и геохимические дчшше. так как характер и направленность процессов ,' флЕидсобиена отро/автен на состава и свойствах пластовых вод и кофтой. Исходя ик этого, исследования выполнялись на■основании интегрированного а'вляза различных данных.- •>

§ III .Ii ¿^'адравдлчэские связи. Они -оценивалась по следующим признакам. - " ~ '■--.'■-,-' ' I. Близкие значения плотности вода и градиентов давления,

• .сходство химического состава, вод а нефчей, принадлежность по слад- -• них к одному генетическому' типу (подтипу) отрахаот вероятные cos- .. paa-eMKJo я палеомяросЕязк различных-роздрауаров. В.то ха 'время,"-: ; ■ однотипность к сходство йод и нафтйЗ шгут сыть обусловлены сход-" '. ,■■';.:■> условна их онтогенеза в разобщенных гздооскс. jkuüc/ ...

¡г;'.' ' - .; "О * ' j

2. Близкие значения гидрохимических и геохимических параметров'-при различных градиентах давления и плотности вод метут указывать на палеосаязь резервуаров, разобщенных в настоящее время. ,

3. Различия в химическом составе вод, их плотности, градиентах давления, разнотипность нвфтей указывает ча мзхрезернуа.рьгуя разобщенность. Однако разные типы нефгей принадлеяат «дззшУ генетическому ряду их изменения в ходе миграции и ггперганоза, '¡:о • разнотипность нельзя рассматривать как показатель пдпяавтоекой разобщенности резервуаров.

Распределение гидрогеологически» параметров показывает ■

гаже широко развиты латеральная гидравлическая разобщенность о возрастных г ризонтов и вертикальная сос&зешсть разководраз.тлых;''

К единой гидродинамической- зоне можно отнести северную Печзро-Колвянского авлакогека. Она включает Шапкшо-КЬгяхшскйГ вал (от Коровинской до Среднесврчейюской. площади), еззер Лайскргй^ . вала (Лаявожсхая пл адь) к Колвинского мэгавала ■ (йгамувская ¡й; Ярей оскал структуры). X этой зоне относятся также северный 'в севё;* _ ро—восточный борт? Малоземельско-Колгуевской моноклинали (Посчгшог,-, озерская и Верхнехарздейская плогадку. В то же Броня,названные'М''? участки моноклинали вэр^ ,тно обособлены от ее авутредних частей у (Шно-Оенгейская, Нарьян-Марская, Удачная, Долгая к Выделенная зона обособлена от смзхеых частей бассейна. На''ъ^-ран^'' зытаот следушие даь^не. Д.3десъ в к - :енвоугояьио-артотск«вдд^{'|/;' жениях фиксируются пластовав -давления,- прешиавдие порыамш/з'; ё^'м; ростат-ические в 1.03-1.06 раза - градиенты составляй.'1.1 1Лг/10б?д:: и выше при плотности пластовых вод 1.03-1.05 г/см3 . В других районов бассейна пошленные пластошз давлэнгя в омоаащ^ '; ах этого -тзраста не отмечены. 2. Нефти рассматргншдаго гашлй^сй. северной часта авяакогена относятся к. самостсятельно^ геойэагчеткому. подтипу. Корреляция яеертей басеоика, шподязнная ¡цт'с Кщ»-. хиной Т.А. на .рсяовв^с5атастачвекЕХ'1»»ояов,--.\похазаяа\-:/^' предоленгс н-алканов а изопрзнанов с нефтгтл сеаер-а зж" догени коррелируется никакие другие нефти Тза.яяо-Шчо^кого.'НГЕ1..И|^15х>т.^. ' кие составляют чефт «>теа Колгуев. '3: Ео/сгавнеккю. Р/'.др.угг^--

'лг районами, пластовые воды сеь-ра. П?Чор<нКолшискоро гзрактеризуотся повышенными значениями. хоэффишоетов дни,:сульфатпостя и аошдаэтими 8нaчeвия5ш■мmopaJшэетra.^'■:•..^■/;V:':■::■■■■,

■ Неоднородность каменйаухюльно-арткисяого НТК проявляете« й фу^га районах бассейна. 1^щ>аветчвся7. раэо<5адашйи^ярадс?а^юг<& гдачная."Долгая, Нарьяя-Л^рская а другие няозадх Г-

i Коетуевской мс-жлинали; Хильчув-ЯреЯюскпЯ, Сарута&-й1зырейский, ' Харькгпкский, Возейский ж Усинский Участки Колвинокого мегавала. ;'Вероятно разобщены резервуары Возейской, Зерхнег^ейской и Восточ-но-Возейской плокадаГ Сложная систеьа гидросаязой наблсдаатся в пределах Хорь^крской виадины, в частности, мезду структура® Ба-' ганской z Сандквейской групп. Значительный разброс градаснтоь ' давленая и плотности подземных вод отмечается на структурах Ва-Р&ндей-Адзьвинской структурной зоны. Он обусловлен, вероятно, как ¡латеральной разобщекиостьв, так и связьс природных резервуаров, развитых в пределах лс.алышх структур - В>-.;андейской, Наульской, . Седъягинской и прочих, "аким образом, латеральная разобщенность в бассейне проявляется как на региональном, так и локальном уровнях.

.Ыа лабы вертикальной сообщаемости также различны. В одних • случаях она прослеживается только в пределах отдельных комплек -сов, в других - единой гидросистеме могут принадлежать два и более водо-не4тегазоносных кошлекса. Например, каменноугольно-ар-тинсккэ резервуары вероятно сообщается с нижележапзши в пределах J3ac!üacoECKoií, Ханчарпшской, Восгочно-ВозеЙскоЙ, Восточно-Колвин- ■ ско2, Сйкотынский, Салскинской, Варандейской, Наульской и ряда i' Spyriix площадей. В то же время, они представляются обособленными '..а пределах Паагаор^кой, Командиршорской, Северо-Хоседаюской и некоторых других площадей. . ■ ••;

Латеральная гидравлическая разобщенность в регионе обусловлена развитием зон-лито-фасиальшт*' изменений и тектонических нарушений. Последние, одновременно, играют роль проводящих каналов, : определяпцих яертикальнув сообщаемость разновозрастных горизонтов. В-создании вертикальной разобщенности наибольшее:значение имеют 1 ¡ошовско-саргазвсый и кунгурский региональные флюидоупоры. Роль . зональных и локад>шх г-'.крышек .проявляется в мэяьией 'степени. „•

§ III.2. ^ргрода барического поля. Она представляется весьма разнообразной, плотади разбития камешюугольно-аришского ком- ' плекса ьаделшггс'.'я области проявления нормальных гидростатических .... и иошзеняых готовых, давлений. Перше фиксируются на большей части региона.>Гсвыше<сше давления отмечаются, как сказано выше, ' а пределах северной части Печоро-Колвинского авлакогена;.Подъем ■■ • \ да osetas возможно обусловлен подтоком пластовых фиадов аз глубо-. ;«опогрукеашх высокотемпературных зон. На.это косвенно указывает жашскс гвдромншкчйсхих, гшпюхишческях. геохимических , roo- ■'•: таумичемих' и других датах. Этот фякадопоток, и определяет, по- ¡

нефгаяагояосноста севера авлакогена. Одновременно,*■■*■■•■■"'

.росту пластового давления в коллекторе т< горизонтах могут спосо<У-отвовать и другие Зяктори (механизмы барогенерации). К их числу , можно отнести изменение об"*т порово-трзщяняого пространства по' од в результа., деформаций, вызванных неотектошгческими движениями; термоупругий эффект, , то есть, изменение соотношений объемов ■ пластовых вод и аме^амшх их п' "од под действием температуры и другие факторы. ' .

Действие механизмов барогенерации при наличии мелфозервуарноЗ сообшемости вызывает перераспределение масс флюидов, то есть, обуславливает ¡¡а чало л развитие миграции. В ус; 'виях латеральной. гидравлической разобщенности и вертикальной сообщаемости осадочного чехла движение пластовых год и УВ происходит,: главным обра -зом, в пределах отдельных, гидродинамически автоно..^шх, участков; оно тлеет, по-зидимому, ступенчато-восходящий-характер. Процессы перераспределения флотдоз могут быт: ювейшми и/иди современными. • Однако на большей части севера Тимано-Печорского КГБ интенсивность их невысокая, ка что указывает широкое развитие пластовых давле- / -ний, близких нормальным гидростатически«. .

. Динамика и направленность флюидообменных процессов непосред- .-ствешю определяет распределение нефтяшх скоплений в регионе. • '5ормирование большилстш даогозалежкнх месторовдений Дечоро-Кол-а/.лского авлакогена и Варанчей-Адзьвлн:ко2 зоны - следствие вое-ходящей миграции УВ как в пределах одного, так и нескольких НТК. Размещение залс.-ей по площади во многом определяется структурой ■•■>■. латеральных гвдросвязей Отсутствие скоплений. УВ па ряде -локадь- ■■■■ ных структур Малозекальсно-Ко.тгуавской■ мояоклкг ли (Удачной, Док--,, той и прочих), Неряцхой шнбклинали (СэдуяхлнскоЯ, Болкзспудьс.кой з протах) и других гчйонов' бассейна шкет быть обусловлено экрана-рованием природных резервуаров от потока УВ, развито которого определяло продуктивность соседних стр;гктур и территорий,,

Глава Г/. Гидродинамическое картирование лозугок УН : , ' ••• '..

■ ■-'.. .-■" - ■ .....Л ■ ук-г

§ 1У.1. Теоретические основы. В параграфа концепция потенциальной энергкк кдастошх флгадаз^ку^л^ ;а:-шзя Н.К.Хаббортом. Согласно ей, кес*ггь к газ в кадраг дъ^Ч^Я зш- • равлзгша сюпгения их иотанетяльвой энарг'дз, котор*Л" ояя создаст зз г.олэ различных сад (гравитации, Архашдозой и дру/х,*.)".'1.'^ ахду-цулирутеся в тех участках недр (ловустах УВ), котоил\*ют1«тгтц?~ т замкнутее локальны© шшицуда.аогенвйадьйоЙ;вкврйи^вдфга'з». Исхода из этого,. картаро ватаз логуя^к ■ сводится к холла« ггозшог/

■ ■ описанию пространственного распределения потенциалов'УВ.

$ 1У.2. Обоснование метола кдртитюванта на.--татях стадиях ' .,поисковых работ. СогЛаьао- концепции Хабб^та, потенциалы нефти

рассчитывается опосредованно ~ через потенциалы (приведенные на: : поры) пластовых вод. В' о<5щем случае- ■ расчет последних производится в точках, соотвотствуших; сквсжинам, в кот- лих определены высота

■ столба воды," пластовое давление и плотность вода. Од: то низкая '.разбуренность некоторых районов севера Ткмано-Печорского КГБ

препятствует применению этого приема картирования - его подчас :е-возможно использовать из-за отсутствия необходимых фактических данных. К числу таких районов относятся Малоземельско-Колгуевская и Нерицкая моноклинали, прогибы Печс о-Колвинского аьлакогена и ',- хараадай-^дзьвинской зоны, значительные площади Хорейверской впадины. В связи с этим возникла' потребность в разработке таких • ■ , методических праймов картирован!., г >торыв позволяли бы проводить ; его на слабоизученных (Зурением территориях.' ■(. Основой исследования явилось моделирование движения пластовых : ьод ка ЭВМ. Были разработаны математическаямодель и ее программная

реализация. Моделирование полей течения вода проведено на основе ■■■■ численного решения-сгстомы дифференциальных-уравнений,; выведенных из уравнения Лапласа. В качестве граничных значений первого;рода

• использованы расчетные величины пластового давления и приведенных напоров. Расчет- их предварительно выполнен на основании количест-

• ванко охарактеризован"*«'зависимостей "давление-глубина". Можно "■ .1 также задавать граничные, условия, второго и третьего родов. Программна^ реализация модели позволяет учитывать вертикальное двииз-ше'вод, моделировать непроюздаедае экраны (зоны разломов и лито- : фоциалькых переходов), неоднородность фильтрационных сзойо-е пла-,

>-ста-коллехтора%-На этой.основе рассмотрены гидродинамические системы различной степени сложности. '?; §,17.3..- Алгоритм 'картирования-ловукек УВ. В параграфа взложо-: ш последовательность и .характер операций, выполняемых- з ходе ло-- , : *. «ш.аого';'-1фохнозй '.вё.ф*евосщ>с!Гк ■яо-гадродивамаческим данным.

С полудь» моделирования определяется вероятное распределение нотвгаюалой (напоров) пластовых вод; затем рассчитываются потенциалу нефти й определяется подозвана локадьних заяшутых минимумов, - то есть, возможных лоцжак т$пи , ■ ■ ' я;

• Очеидаю, что' асе аостроадаг, кцязднавшв' в ''ходе'- каригроваквц . лояяш.осу&есгадтьуг зую гщфлвлачэаа; связашшх участков н£др * ¿о ость, яьезюатричйслиа карта, , карта -яглюров, потенциалов •- и

прочие доллаш строиться отдельно для к ,:дой гидродинамической. системы. Иначе Оудут получет; ошибочные результаты. Поэтому анали^ зу гидравлических связей г ;едрах отводится важнейшее место на на-лльной стадии исследований, предиествувдей. моделирование."

Глаш У. Результаты картирования и перспективы нэфтеносностя

Выполненные исследования позволили изучить распределение по- : тенциалькой энергии нефти.на региональном и локальном уровнях. На плотадя бассейна выделяется несколько региональных и зональных минимумов/потенциала. Оки соответствуют осевым ".астям валообраз-йых поднятий, бб.тасть охватызаат также значительную часть

ХорейверскоЯ впадины - восточный борт-Садаягинской ступени, Кол- ; вависовскув ступень, Сандивейское поднятие, Салака -Макарихииский вал. .... : •.";

■- Области относительных максимум энергии нефти соответствуют Малозо«етско-Колгуезской:.й'Нершя<ой моноклшшнм, северной части ч Ихемской впадины,- прогибам Печоро-Холвинского авлакогена, Хорей- •:; _верской впадины, Варапдей-АдзьвивскоЯ зоны, Коротаихиясксй впадав.

-Локальные минимумы энергии нефти соответствуют сводам подавляющего большинства положительных зашутьгх структур. Согласно ;. концепции Хабберта, в пределах каждой :гз них может залатать нефть, й действительно, с такими локальными структура!® связаны практи- , чески все открытие на севере бассейна валеям. ' ., , .

Однако на значительной частя пловддей, которым такжо соотвэт- ■ ствуот локальные минлму.а нефти, ее залежи не -выявлены. Следом тельно, соответствие совремэа&ого локального лг тмука яотоншюль<г<У' ной энергии нефти является необходимым , но' -недостаточным-условие»у :яефсвносЕостк,-ВаяагЛшее значение ям«« и другие фжтора.''.. V-.--'

- .Нефтеносными являются плошди, для которых хпрактерко ооче.тч-ние лйкального и зонального минимумов энергия квфтк. Напротив,'.- :: непродуктивными сказываются структуры,' для которых характерна:. - ■ связь "лок' -ъный минимум-зональный ма.тепцта". Таг-им м2разо\\, области- пониженных значений потентат

а локальные структурч в их пределах --г.^-;,'•='-'■'.-

Важнейиее значение для нофтевосносЬя имеет .

кального минимума- в.пределах структура;-:3 Йечорсйс,1>.РВ^»ав«зе-. ' болкшгство локальных подояителких структур юдаег'-^вльяв* .чло-авдше размеры-,, амплитуд» менее 50-100.к я.пологие первые градусы). Маогка яз. ких" раслоложона на бортах{дохошаЗ -я ■'':■' склонах.прогибов, л имеет'асиыазтрячкое строений '-'Офагзэяям"...'

внутрь поднятий крылья более пологие (углы - до 1° и менызе), чем . крылья со стороны погруженных участков. т-> есть, локальные ст—'к-туры, гак бы, открываю-, ;:л в сторону участков с пониженными значе-еяш потенциала Б ходе моделирования на ЭВМ установлено - в пределах подобных структур лока.г -ые минимумы (и, соответственно, залег-: нефти) оказываются неустойчивыми. Б лериоды тектонической активизации Незначительное увеличение наклона территории (менее, чем на 1°) и небольшое усиление интенсивности палесгидрэдинамичес-.. кого режим- могли привести к раскрытию ловушки в сторону зонал^ло-. го минимума и расформированию заявки. Возможно этим обусловлено отсутствие'залежей нефти на локальных структурах Малоземелъсхо -Колгуевской и Нерицкой моноклиналей -Золыюпульской, Дзелядезской,

■ К&яо-Сеягейской, Долгой и других); склонов прогибов и бортовых частей валообразных поднятий Нечоро-Колвинско:^ авлакогена (Вое- -

■ точяо-Кор! янской, Верхнелодминской, Зосточно-Новикбояской, Вое; .точко-ЯреИюско." ХанчаргинскоЯ, СеЕеро-Инзырек„кой); Черноречен-

ского прогиба(Восточно-Ханчаргинской, Западно-Намврхитской, Ха-V. рейсинской и других); Веркнеадзьвинской Епадины (Усть-Пяйюской". :: Юкно-Сарембойской).

•'У '■■ . '/сходя из вышеизлоаенного, разработаны критерии опенки перс. : нектив нефтеносности локйлышх структур по гидродина;. :ческшл данным. X перспективным отнесены структуры, которым соответствуют ,устойчивый локальные минимума потенциалов нефти, .пространственно /••' связанные с зоналънвд.- . Это структуры осевых частей валообразных !. поднятий бассейна.' Однако следует учитывать, что камзнноугояьно-арггсгскиЯ НТК характеризуется значительным развитием рифогеяных к органоге.нных образований, которое отличаются-лито-фациальной

■ неоднородностью, резкой изменчивость*» емкостно-фильтрациок ых

¡ р. свойств. Это обуславливает сложное пространственное размещение .. различного рода' ыахопронзщаемах гидравлических барьеров, которые

■ могут препятствовать заполнению нефтью части природных резервуа--; ров. В результата структура может оказаться непродуктивной. Не. обходимо учитывать воздействие а такого фактора, как соотношение • '• »о времени процоссов адграцка-УВ и структурос?разования.

•■: ;; К малоперспактивным плоэддам причислены те, в пределах кото-рйх -локальные. швщгт рагбярЩгов иефти Евзаакнутн, что указыса-. ё? на условия. сохранности ва-

лаязй. В.тка характеризуются одцвльш».'структуры восточного борта' > ■Ко£охлйко?о доходила. и ов&э^:7<>ре88ерс»?91 эпадиш (Совэро- а , ь„-'-с.п^г.^ггнсы.чя, ИазнрпЗская, Ивге-йшр^йская, Вангурейская,

''лддовеЯяхсхая).

К категории мзлопэрспектившх относятся структуры, характе- , ризуотиеся различным сочетанием таких признаков, как приуроченность к облает повышенных значений потенциала нефти; неустойчивость локального минимума; смещение последнего со свода структуры. Подобное сочетанио свойственно большинству положительных замкнутых локальных структур склонов прогибов, бортовых частей поднятий региона (например, ВенуйтинскоЗ, Междуречонской, площадям Ячегейской и Дкятанской групп).

Объектам дальнейших поисков и исследоваш-4 должны быть неантиклинальные ловушки различного генезиса. Формирование скоплений наиболее вероятно* в тех ловушках,•которые ориентирован по нормали к направлению движения флюидов. В этой свг. л наибольший интерес представляет склоны прогибов и поднятий, с которыми связаны участки перехода зональных ьакси- -мов я минимумов потенциально:! энергии УВ. При благоприятных условиях здесь могла аккумулироваться нь^гь, поступающая из зон повыяеншх потенциалов (очагов яефте-• газогенерации и расформированных скоплений).

Формированию и сохранность гидродинамически экранированных залежей нефти на севере Ткмако-Почорского НГ5 в совремешых условиях маловероятны. Исследования показали - латеральные градиенты н оров вола не превышает 5 м/гм в гидравлически связанных резер-. эуарах. Этого недостаточно для образования гидродинамических ловушек.

37 КЛЮЧЕ Н ЕВ . / •

1. Гетерогенное строение какенноугольно-аг инского НТК, ого -дитс-фациажьная ко однородность, тектонические наруаежя и другие факторз обусловили :ожную флювдоданамическуи обстановку, которая изменялась во времени и пространство. Разнообразно фгозядодашать ' ческдх условий проявляется в распределении пластового дазлоаия,

з изменчивости химического состава Пластовых вод, в разчезонет т1шов нефт'""!. Изучение фдшдодакпдачесг.ой обстановки гообу:уг интегрированного анализа гидродинамических, гндрох^^Ол^Ягеохй- . мэтеских и других дашшх. ...... 1"

2, Рассматриваешь комплекс отложений (как а еос1> .'осадочгпй чехол региона) гидродинамически неоднороден на ес(У гжаэда развития. 3 кем ггожно выделать несколько гкдродкна«!яаЧч< автсгокшх участков (гидросистем), каждый из которых характера^Ьея ¿мздой интенсивность» я напрааяенность» флсэдообмягашх процессов, разие-рама а стратиграфической приурочеккосгъв.

3. Динамика и направленность флшдообменных процессов непосредственно определяет распределение нефтяных скоплений в регионе. Формирование оплыяинствэ' ыногозалежннх месторождений -результат ступенчато-восходящей мигрант 7В как в пределах одного каменкоугояьно-артинского, так и ;ескодылх комплексов. Размещение г^лежей по площади во многом обусловлен.^ структурой лате -ральных гидравлических сеязйй в недраг.

4. Разработка алгоритма гидродинамического картирования ловушек. УВ чозвол"ла оценить перспективы нефтеносности севера 'и-кано-Пачорского ЫБ на локальном уровне. Важнейшей часты» картирования являлось моделирование на ЭВМ движения Пластовых вод; с то помощью исследованы территории, ¿.дзбуренше в различной степени. В основу прогноза нефтеносности положен анализ структуры доля потенциальной энергии нефти.

5. Аг лиз современной гидродинамической обстановки показал, что на бо.яьшей части региона она благоприятна *ля сохранности нефтяных скоплений в пределах локальных положительных структур. Лишь на отдельных площадях восточного борта Колвинского мегавала и севера Хорейверской■впадины мояно ожидать разрушения залежей е результате движения подземных вод. На продуктивность ряда локальных структур других районов севера Тимано-Начорского ,ТБ могли оказать неблагоприятное влиязие иалеогидродгчамический режим, лалеоструктуршй план и ряд других факторов. В целом, распределение залежей нефти г регионе определяется строением поля потен-

'■■. циальной энергии нефти (при прочих равных условиях).

6. К перспективным отнесены локальные'структуры осевых частей поднятий Печоро-Колвинского авлакогена, ХорейЕврской Еаадины, Ва-

• рандей-Адзьвкнской структурной "зоны. К шлоперспективным - положи: ' тельные замкнутые локальные структуры склонов прогибов и бортовых .. частей поднятий' перечисленных тектонических элементов бассейна, ь

■ тагезй Нзрицкой и большей части-(¿алозешльско-Колгуевской моноклиналей. В то жэ время данные участки представляет интерес с точ'~

■ зрения поиска ноантиклинальиых ловушек различного генезиса. .■...'.• Результата исследований позволяет сформулировать следующие

■з&идаааше положения,- .'•,

■ I. Интегриро»анш|||' аяаа»з''1,гадодишыичееких,' гидрохимических, геохимических данных й&звмяет исследовать иежреаарвуарну» сооваа-еыость, структуру и природу. СарическоЛ поля - важнейших факторов. <аг}»двлявза*;д8аяваяй. говгетаэо: фдаиоь..

2. Разработанный алгоритм гидродиг-кического картирования ловушек УВ позволяет оценивать на локальном уровне перспектив« , нефтеносности территорий, и-учеиных бурением в разной степени.

3. Моделир зание на ЭВМ условий размещения нефтяных скоплений позволяет формулировать и использовать гидродинамические

"критерии оценки перспектив на зональном а локальном уровнях.

А. Гидродинамически!! фактор играет значительную роль в фор-' :Яфовании и разрушении нефтяных скоплений, особенно в районах развития'небольших шлоамплитудных структур.

5* Важнейшим фактором",? определяющим (при п-лчнх равных уело- , виях) продуктивность лдкалько^ структуры, является пространственная связь в ее пределах„устойчивого замкнутого локального мини- . мума потенциальной энергии нефти с зональным мили, .ном; наруше- •. кие этого условия указывает на' низкую перспективность ал'оцади.

^Совокупность зашипее'дах. положен-п составляет новое реяение ■ актуальной задачи - оценка перспектив нефтеносности каменноугольной ,артинс*их отлояешй на севере Ттано-Печорского НГБ.

Основные положения диссертации излозвш в слевунцкх опуб- • лккованных работах:

1. Геотермический прогноз нефтегазоноскости палеозоя севера 'Тимано-Печорского бассейна.-В сб."Тезкой докладов У Всесоюзного' с», лнара "Кефтегазообразовя^ио на большие глубинах", Ивано- ■ Франковой, 1985, с.376 (Совместно с Г.ЗЗ.Яковлешм, Д.ЗЛ!акарош.у).

2. Гидродщ^мическое картирование довуяок углеводородов на с а-зере Колвинского мэгава. и-В сб."Матергалы ЛУ научной кйнфорек-аяи молодых ученых и аспирантов геологаческого ' лкуяьтета ШТ;.'.; Секция "Геология к гоохимкя горючих ископаемых". Доп. в ВИНИТИ

~ 03.10.87, Д 7154-В8" ' ; • ' . * .

3. Применение;статистических методов для корреляции кефтой северной части Тимано-Пачорского бассейна.~В сб. "Материала .чУ>/ ХУ научной конференции молодых ученых в аспирантов геологв-ческого фаг.-тьтета МГУ. Секция, "Геология и геохгчкя л^ркчлк асхопаемк", Два. э ВИЙИШ 29.12.88, Л -3215-588.' ' * ' " :