Прогноз тектогенной неоднородности нефтегазоносных юрских и неокомских пород севера Западной Сибири с использованием материалов спутниковых съемок

Кузьминов, Валерий Александрович

Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему
Прогноз тектогенной неоднородности нефтегазоносных юрских и неокомских пород севера Западной Сибири с использованием материалов спутниковых съемок
ВАК РФ 25.00.12, Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

Автореферат диссертации по теме "Прогноз тектогенной неоднородности нефтегазоносных юрских и неокомских пород севера Западной Сибири с использованием материалов спутниковых съемок"

Кузьминов Валерий Александрович

ПРОГНОЗ ТЕКТОГЕННОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ЮРСКИХ И НЕОКОМСКИХ ПОРОД СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ МАТЕРИАЛОВ СПУТНИКОВЫХ СЪЕМОК

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Кузьминов Валерий Александрович

Специальность 25.00.12 - Геология, поиски и разведка горючих ископаемых

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата геолого-минералогических наук

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий -ВНИИГАЗ»

Научный руководитель—д.г.-м.н. Соловьев Н.Н.

Официальные оппоненты - д.г.-м.н. Захаров Е.В.;

д.г.-м.н., профессор Флоренский П.В.

Ведущая организация — Федеральное государственное предприятие «Институт геологии и разведки горючих ископаемых — ИГиРГИ»

Защита диссертации состоится «_»_2004 г. в 13 час. 30 мин.

на заседании диссертационного совета Д 511.001.01 при ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка, ВНИИГАЗ.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «ВНИИГАЗ». Автореферат разослан «_»_2004 г.

Ученый секретарь диссертационного совета,

д.г.-м.н. В.И. Старосельский

ГОС. НАЦИОНАЛЬНАЯ

1НБЛМОТЕКА

СП ОЭ

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы. Перспективы расширения сырьевой базы газодобывающих предприятий в сухопутной части севера Западной Сибири связаны главным образом с прогнозированием, поиском и разведкой новых залежей углеводородов (УВ) в глубокозалегающих юрских и неокомских отложениях. Практика геологоразведочных работ на нефть и газ показывает, что с увеличением глубины в осадочных бассейнах значительно возрастает неоднородность нефтегазоносных толщ. В значительной мере это связано с формированием разномасштабных разломно-трещинных зон (РТЗ), в изучении которых существенную роль могут играть материалы спутниковых съемок, что и определяет актуальность темы диссертации.

Цель работы. Прогноз зон разломно-трещинного разуплотнения пород и связанных с ними высокодебитных участков в низкопроницаемых нефтегазоносных юрских и неокомских отложениях на месторождениях и поисковых объектах севера Западной Сибири.

Основные задачи исследования.

1. Обоснование возможности использования данных спутниковых съемок для картирования РТЗ на основе анализа существующих методов выявления разломно-трещинных дислокаций.

2. Разработка технологии прогнозирования РТЗ в юрских и неокомских отложениях севера Западной Сибири по комплексу спутниковых данных.

3. Дифференциация территории севера Западной Сибири по степени тектонической мобильности.

4. Оценка особенностей влияния степени тектонической мобильности на флюидопроницаемость осадочной толщи и распределение УВ.

5. Прогноз высокодебитных зон в низкопроницаемых юрских и неокомских продуктивных горизонтах месторождений севера Западной Сибири (Новопортовское, Уренгойское и Бованенковское месторождения).

Научная новизна. В диссертационной работе предложен новый подход к изучению пластовых флюидальных систем месторождений УВ на основе совместного анализа спутниковых и геолого-геофизических данных. Установлены особенности нефтегазоводонасыщения продуктивных горизонтов юрской и неокомской частей осадочного чехла в зонах разломно-трещинного разуплотнения, в т.ч. обусловленных дислокациями, не фиксируемыми геолого-геофизическими методами. Разработана технология картирования РТЗ по данным спутниковых съемок для уточнения особенностей нефтегазонакопления. На ее основе осуществлена дифференциация территории севера Западной Сибири 'по степени тектонической раздробленности (вертикальной флюидопроводности) осадочного чехла. Установлено ее влияние на размер и фазовый состав месторождений. Выполнено картирование зон разломно-трещинного разуплотнения пород юрских и неокомских отложений Новопортовского, Бованенковского, Уренгойского месторождений. Осуществлен прогноз зон разной продуктивности в межскважинном пространстве этих месторождений,

потенциальных мест внедрения пластовых вод и межпластовых перетоков флюидов в процессе эксплуатации месторождений.

Основные защищаемые положения:

1. Технология прогнозирования разломно-трещинных зон в продуктивных толщах разномасштабных нефтегазоносных объектов севера Западной Сибири по комплексу спутниковых и геолого-геофизических материалов.

2. Модель локализации УВ в зонах разной субвертикальной флюидопроницаемости осадочного чехла севера Западной Сибири.

3. Прогноз зон разной продуктивности в низкопроницаемых породах юры и неокома на месторождениях севера Западной Сибири (Уренгойское, Новопортовское, Бованенковское).

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Разработанная технология картирования РТЗ позволяет прогнозировать в низкопроницаемых отложениях юры и неокома месторождений севера Западной Сибири зоны разной продуктивности, а также потенциальные места внедрения пластовых вод и межпластовых перетоков в процессе эксплуатации.

Рекомендации по выбору оптимальных мест заложения доразведочных и эксплуатационных скважин на Уренгойском, Новопортовском и Бованенковском месторождениях переданы в ООО «Уренгойгазпром» и 0 0 0 «Надымгазпром».

Апробация работы и публикации. Результаты исследований по теме диссертационной работы докладывались на отраслевых конференциях молодых ученых и специалистов ВНИИГАЗа (г. Москва, 1978-1985 гг.), семинаре Мингазпрома (г.Ургенч, 1983г.), научно-практических и международных конференциях в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (г. Москва, 1988 г, 1997 г.), МГУ (г.Москва, 1999 г.), ВНИГРИ (г. Санкт-Петербург, 1999 г., 2002 г,), ИПНГ РАН (г.Москва, 2002 г.), заседаниях геологической секции Ученого совета ВНИИГАЗа, семинаре представителей Управления геологии, разработки и лицензирования месторождений ОАО «Газпром» (2002 г.), в геологических отделах ООО «Уренгойгазпром», (г. Новый Уренгой, 2000 г.), ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2002, 2003 г.г.). По теме диссертационной работы опубликовано 15 работ.

Работа состоит из введения, 5 глав и заключения, изложенных на 174 страницах, содержит 14 таблиц, иллюстрирована 44 рисунками. Список литературы включает 145 наименований.

Автор благодарит д.г.-м.н. Н.Н.Соловьева, д.г.-м.н., профессора Г.И.Амурского, д.г.-м.н., профессора НАКрылова, д.т.н. Г.И. Облекова, д.х.н. В.А. Истомина, к.г.-м.н. Л.С.Салину, к.г.-м.н. Р.Г. Семашева а также выражает признательность сотрудникам центра «Газовые ресурсы» ООО «ВНИИГаз», работникам геологической службы ООО «Надымгазпром» за доброжелательное отношение и конструктивное обсуждение различных аспектов диссертационной работы.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

В первой главе рассмотрены теоретические аспекты оценки условий влияния тектогенеза на нафтидогенез.

До недавнего времени считалось, что такое влияние ограничивается лишь процессами контролирующими: 1) условия седиментации; 2) тепловой режим бассейнов седиментации; 3) структурно-морфологическую дифференциацию осадочных толщ. Однако в последние десятилетия XX века все большее внимание стало уделяться гео- или тектонодинамическим процессам, инициирующим проявление широкого спектра нелинейных энергетических полей (деформационного, акустического,

сейсмовибрационного, электромагнитного и др.), которые могут оказывать существенное влияние на все составляющие онтогенеза нефти и газа. Ареной их проявления являются не только окраины плит, но и обширные внутриплитные пространства (Ю.Г.Леонов, 1991; Ю.М.Пущаровский 1993 и ДР.).

Результаты геофизических исследований и аэрокосмических съемок свидетельствуют о том, что земная кора в пределах платформенных территорий состоит из относительно однородных и мало деформируемых блоков (БЗ) и существенно более подвижных межблоковых зон (МБЗ) разных иерархических уровней. МБЗ - сложные парагенетические ассоциации линейно ориентированных дизъюнктивных и (или) пликативных структур. По сравнению с внутриблоковыми участками они формируются в условиях проявления максимальных деформаций горных пород.

Пространственно-генетическая связь рудных видов минерального сырья с отдельными элементами МБЗ (особенно узлами их пересечения) хорошо изучена. Лишь фрагментарно исследовались такие связи применительно к онтогенезу нефти и газа.

Современная структура нефтегазоносных бассейнов (НГБ) представлена мозаикой блоковых и межблоковых зон. МБЗ выступают в качестве активных гидродинамических структур. От менее деформированных, «пассивных» БЗ их отличает:

- максимальная энергонасыщенность подземной гидросферы;

-повышенная субвертикальная проницаемость горных пород,

обеспечивающая межформационный массообмен на этапах тектонической активизации;

- наивысшая неоднородность всех элементов подземной гидросферы и (или) УВ-сферы.

Результаты проведенных нами исследований (1997-2002г.г.) показали, что межблоковые фрагменты северной части Западно-Сибирского НГБ характеризуются:

1) увеличением числа (плотности) месторождений;

2) ростом удельной плотности запасов УВ;

3) расширением стратиграфического этажа нефтегазоносности;

4) большим разнообразием морфологических типов залежей УВ;

5) более широким диапазоном колебаний пластовых давлений;

6) более разнообразным фазовым состоянием и составом УВ;

7) случаями неустановившегося фазового равновесия и объёмной неоднородности состава, как нефти, так и газа в залежах.

Исходя из современной изученности, подземная гидросфера НГБ может быть разделена на два этажа (В.И.Ермаков и др., 1998; В.И.Дюнин, 2000; Н.К.Соловьев и др., 2002, 2003). Нижний этаж (в отличие от верхнего) характеризуется высоким уровнем неоднородности параметров пластовых систем и нелинейности протекающих в них процессов, обусловленных увеличивающейся с глубиной тектонической дезинтеграцией и более дифференцированной по площади степенью уплотнения горных пород. Это обеспечивает существенно иные по сравнению с верхним этажом соотношения коллекторов и покрышек, условия формирования и эволюции УВ-систем, повышенную роль деформационных процессов в преобразовании пустотного пространства пород и т.п. В таких условиях в нижнем этаже НГБ маловероятно существование регионально выдержанных пластовых водоносных систем, характерных для верхнего.

Моделирование неоднородности продуктивных толщ месторождений верхнего этажа сводилось в основном к дифференциации разреза на сравнительно однородные субгоризонтальные слои различной мощности, протяженности и площадной выдержанности, различающиеся фильтрационно-емкостными свойствами.

Однако, по мере увеличения числа объектов поиска, разведки и эксплуатации, находящихся в более сложных горно-геологических условиях и на больших глубинах, стало выясняться, что приемы моделирования фильтрационной неоднородности месторождений верхнего этажа неэффективны в условиях нижнего. Для него характерны иные закономерности размещения и формирования месторождений, обусловленные прогрессирующим с глубиной уровнем тектонической раздробленности пород осадочного чехла. Это вызывает необходимость разработки новых методических подходов к поиску и разведке таких месторождений, на что обращали внимание многие геологи (Е.В.Захаров и др., 1967; КАКлещев и др., 1995; НАКрылов и др., 1989; О.Л.Кузнецов, 1981, 2004; Н.Н.Соловьев, Г.И.Амурский, 1984; Н.В.Черский, В.П.Царев, 1977; В.П.Царев, 1988).

Во второй главе приведены сведения о дизъюнктивной тектонике севера Западной Сибири в связи с особенностями ее нефтегазоносности, охарактеризованы причины низкой эффективности поисков нефти и газа в нижнем нефтегазоносном этаже подземной гидросферы. Дан сравнительный анализ существующих методов выявления и картирования зон трещиноватости и разноранговых разрывных нарушений при изучении нефтегазоносных регионов.

Анализ особенностей тектонического строения и разрывной тектоники Западной Сибирского региона выполнен с использованием работ Ф.Г.Гурари и др., 1970; Л.Н.Розанова, В.Д.Наливкина, 1970; М.Я.Рудкевича и др., 1970,

1988; НАКрылова, 1971; В.Д.Наливкина и др., 1971; Л.Ш.Гиршгорна и др., 1972, 1979; Ф.К.Салманова и др., 1973; А.НЛасточкина, 1974, М.Я.Рудкевича, 1974, 1986; АЭ.Конторовича и др., 1975, 1984, 1999; Н.Я.Кунина, 1987; К.И.Микуленко и др., 1975; Ю.Т.Афанасьева, 1977; Н.В.Шаблинской, 1982; В.С.Суркова и др., 1981, 1986, 1990, 1998; И.И.Нестерова и др., 1987, 2003; В.С.Бочкарева и др., 1990, 2000; В.Е.Хаина и др., 1989, 2002; В.И.Шпильмана, 1992; В.И.Ермакова и др., 1995, 1997; Н.Н.Немченко и др., 1995, 1999; А.Н.Дмитриевского и др., 1996; А.А.Нежданова и др., 1998, 2002; А.М.Брехунцова и др., 2000; ВАСкоробогатова и др., 2000, 2003; КАКлещева и др., 1986, 1990, 1991, 1995; В.С.Шеина, 1984, 1993; Ю.Н.Карогодина и др., 2003; А.В.Овчаренко, 2001 и др.

Высокая степень тектогенной дезинтеграции не только фундамента, но и осадочной толщи Западно-Сибирской плиты в настоящее время уже не вызывает сомнения. Подавляющее большинство дизъюнктивных нарушений осадочного чехла связано с разломами фундамента. Локальные нарушения осадочного чехла в пределах конкретных поднятий, например, Новопортовского, Бованенковского, Ямсовейского, Медвежьего, Юбилейного, Уренгойского и др., имеют амплитуду смещения, не всегда достаточную для регистрации геофизическими методами. Однако, применение аэрокосмических исследований позволяет до некоторой степени восполнить этот пробел.

В осадочном чехле и современном рельефе разломы фундамента проявляются не на всем своем протяжении, а, как правило, на отдельных участках разной длины, что связано с «оживлением» их в субсовременный период времени именно в пределах этих фрагментов.

Наибольший интерес представляют следующие результаты и выводы, полученные из анализа опубликованных научных работ:

- гетерогенность фундамента;

- насыщенность фундамента дизъюнктивами разного ранга (I, II и III порядков), различной степени проникновения в осадочный чехол;

-отражение блокового строения фундамента в структуре платформенного чехла;

- прогрессирующий с глубиной уровень раздробленности пород осадочного чехла;

- различная степень достоверности выявленных разрывных нарушений.

Платформенный чехол Западной Сибири представлен

преимущественно терригенными отложениями широкого

стратиграфического диапазона - от триаса до антропогена. Неокомские и юрские отложения характеризуются весьма неравномерным распределением УВ по площади и стратиграфическому разрезу, большим разнообразием месторождений по величине и фазовому состоянию.

Здесь сконцентрированы уникальные по запасам газа месторождения -Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Заполярное, Юбилейное, сеноманские залежи которых обеспечивают около 70% газодобычи страны, а также не

введенные в разработку Бованенковское, Харасавейское, Новопортовское, и др. При развитой инфраструктуре, выработанность запасов газа сеноманских залежей разрабатываемых Уренгойского, Медвежьего, Ямбургского месторождений превысила 70%. Практически полная опоискованность наиболее значительных ловушек в пределах крупных положительных структурных элементов, представленных преимущественно коллекторами порового типа, выводит в разряд приоритетных и актуальных задач -совершенствование прогноза природных резервуаров, связанных со сложными и трещинными коллекторами глубокозалегающих

нефтегазоносных отложений.

Низкая эффективность существующих методов поиска в неокомских и юрских продуктивных горизонтах, обусловлена как малыми размерами оставшихся перспективных антиклинальных объектов, морфологическая выраженность которых находится на грани разрешающей способности геофизических методов, так и отсутствием надежных методов прогноза сложных и трещинныхколлекторов.

Сравнительными результатами лабораторных, гидродинамических и геофизических исследований установлено несоответствие величин проницаемости коллекторов в керновом материале и в пластовых условиях из-за недоучета трещинной составляющей. Поэтому для более представительного прогноза распространения разрывных нарушений и зон трещинного разуплотнения пород-коллекторов в пределах месторождений УВ необходимы методы и технологии, характеризующиеся широким охватом исследуемой территории, сопоставимой с размерами залежей, месторождений УВ, нефтегазоносных районов и областей.

В настоящее время существует большой спектр методов, потенциально способных давать информацию о РТЗ в осадочном чехле (Ю.В.Кормильцев и др., 1996; ИАМушин и др., 2001; Е.Г.Арешев и др., 2001; А.Г.Гликман, 2001 и др.). Сам факт разнообразия таких методов служит подтверждением того, что ни один из них не обладает достаточной разрешающей способностью для получения корректной информации об объекте исследования.

Существующие инструментальные методы диагностики дизъюнктивов разного масштаба можно объединить в две основные группы. К первой -относятся методы, объект изучения которых горные породы весьма ограниченного объема: из скважинного (керн, шлифы) и околоскважинного пространства (ГИС, скважинная фотография, некоторые модификации гидродинамических методов). При этом объем исследуемой части пласта не превышает сотых долей процента от объема всего пласта, а охарактеризованные локальные фрагменты дизъюнктивной сети практически невозможно увязать между собой.

Ко второй группе относятся методы, обладающие большей глубиной «сканирования» как по разрезу, так и простиранию пластов. Это - полевые геофизические исследования, в основе которых лежат технологии, позволяющие выделять пустотные или вещественные неоднородности толщ с помощью регистрации акустических, электрических, сейсмических и других

сигналов; а также буровые (анализ мощностей) и некоторые виды гидродинамических исследований и др.

Наиболее эффективными и широко используемыми сегодня стали компьютерные технологии комплексного анализа данных бурения и результатов 2D и 3D сейсморазведочных работ.

Объектом исследования полевых геофизических методов обычно являются крупноамплитудные (А>30-50 м, реже 10-15м) единичные разломы и зоны разломов. Плотность дизъюнктивов такого масштаба по сравнению с плотностью микротрещин ничтожна. Значительная часть дизъюнктивов «промежуточного» масштаба {зоны мезотрещиноватости), играющих существенную роль в строении продуктивных толщ (Г.И.Амурский и др., 1988), оказывается почти недоступной для изучения существующими площадными геофизическимиметодами.

Диагностика дизъюнктивов такого масштаба осуществляется пока ограниченным набором методов. К их числу относится разработанная автором технология картирования мобильных на современном этапе РТЗ севера Западной Сибири, основанная на специализированной обработке спутниковых снимков земной поверхности.

Третья глава посвящена разработке технологии прогноза РТЗ по комплексу спутниковых и геолого-геофизических данных и изложению способа глубинной привязки прогнозируемых РТЗ. Технология прогноза основана на обобщении практического опыта использования КС для решения задач нефтегазовой геологии в Центральной Азии и Западной Сибири.

Практическое использование данных аэрокосмического исследований имеет давние (начиная с 20-х годов прошлого века) традиции в геологическом и топографическом картографировании.

В нефтегазовой геологии использование этих методов для изучения региональной структуры НГБ и особенностей строения конкретных месторождений УВ началось сравнительно недавно — в 70-80 годы прошлого столетия и связано с именами Г.И.Амурского, Г.А.Абраменка, В.В.Бабаева, М.С.Бондаревой, В.Н.Брюханова, В.И.Гридина, Б.М.Гущина, Я.Г.Каца, ААКирсанова, В.В.Козлова, M.Л. &эпт, И.Л.Кузина, Д.А.Кукшкина, В.КМакарова, Б.Н.Можаева, В.М.Перервы, А.И.Полетаева, А.Л.Ревзона, Л.Н.Розанова, Э.Ф.Румянцевой, В.Д.Скарятина, Н.Н.Соловьева, Ар.В.Тевелева, З.М.Товстюка, В.Г.Трифонова, П.В.Флоренского, А.Н.Шарданова и других.

Автором в течение ряда лет работы во ВНИИГАЗе отрабатывались приемы дешифрирования КС и геологической интерпретации в пределах локальных структур в нефтегазоносных регионах Центральной Азии (1977-1991г.г.) и Западной Сибири (1992-2004г.г.).

По материалам космической съемки территории Чарджоуской ступени Амударьинского НГБ автором было выявлено (1977-1978гт.) Тангикудукское новейшее поднятие, в пределах которого затем поисковым бурением открыто крупное газоконденсатнонефтяное месторождение Кокдумалак. Интерпретация среднемасштабных космических снимков территории

Денгизкуль-Зевардинской зоны нефтегазонакопления Амударьинского НГБ (Г.И.Амурский и др., 1984) показала, что характер дифференциации нефти и газа в подсолевой продуктивной толще карбонатов юры контролируется областями новейших поднятий и сопряженными с ними зонами мезотрещиноватости. Результаты дешифрирования КС территории Култак-Зевардинского района Амударьинского НГБ (1985) легли в основу прогноза зон рапогазонасыщения верхнеюрских соленосных отложений. Было установлено, что многочисленные зоны осложнения проводки скважин в мощной солевой толще связаны с зонами трещинного разуплотнения, регистрируемыми аномалиями линеаментного поля, и удовлетворительно совпадали с предполагаемыми разломами, выявленными по результатам сейсмо- и электроразведки.

Опыт работы с КС Центральноазиатского региона показал, что линейно упорядоченные элементы земной поверхности, отображающиеся на КС в виде линеаментов, являются чуткими индикаторами неотектогенеза, определяющего современные особенности нефтегазонакопления в осадочной толще Амударьинского НГБ. Была доказана целесообразность использования результатов геологической интерпретации КС для решения практических задач нефтегазовой геологии в районах с мощным слоем осадочных пород.

Период работы с КС Западно-Сибирского региона совпал со временем внедрения цифровых технологий обработки аэрокосмической информации. Качественное изменение спектра первичных данных спутниковых съемок, появление геоинформационных технологий и прогресс средств обработки увеличили детальность и полноту извлечения полезной информации из КС. Приобретенный ранее практический опыт был реализован на новом техническом и технологическом уровнях.

Автором на практике исследованы возможности ряда программных продуктов ведущих зарубежных фирм, специализирующихся на обработке данных спутниковых съемок (ErMapper, Erdas Imagine), а также определен оптимальный программный комплекс для сопряженного анализа спутниковой и геолого-геофизической информации.

В процессе работы на объектах, расположенных в разных тектонических и ландшафтно-природных условиях, исследованы информационные свойства спутниковых снимков, полученных разными сенсорами в разных спектральных диапазонах. Установлены содержательные в информационном плане для картирования РТЗ параметры космических съемок: время съемки, разрешение и спектральный диапазон.

На подготовительном этапе осуществлялся выбор, заказ и приобретение материалов спутниковых и топографических съемок территории исследования. Поиск отечественных и зарубежных космических снимков производился по каталогам ГНИПЦ «Природа», ЗАО «Совинформспутник», ЗАО «Дата+», ЗАО «Сканэкс». Параметры поиска -координаты территории, дата и время съемки, процент облачности в момент съемки; характеристика сенсоров по разрешению (от 5-50 м).

Возросшая доступность материалов спутниковых съемок, выполненных зарубежными компаниями, значительно расширила базу обрабатываемой космической информации за счет получения снимков в среднем инфракрасном и тепловом диапазонах спектра. Материалы в этих зонах спектра дополняют информацию полученную с российских спутников в видимом и ближнем инфракрасном диапазонах электромагнитного излучения. В связи с этим расширились возможности выявления и уточнения планового положения РТЗ, особенно тех, которые могли являться путями миграции глубинных флюидов (углеводородные газы, нефть, пластовые воды). На их присутствие в приповерхностном слое чутко реагируют растительные сообщества, а также железосодержащие соединения. Особые перспективы выявления РТЗ открылись с появлением снимков, фиксирующих электромагнитное излучение в узких диапазонах тепловой инфракрасной зоны (каналы 10-14 ASTER).

Зарубежный и отечественный опыт комплексного использования информации, полученной в узких спектральных диапазонах, в том числе первоначально не предназначенных непосредственно для геологического картографирования (каналы ТМ 1,2,3,4,6, каналы ASTER 10-14) свидетельствует о возможности извлечения дополнительной информации об особенностях неотектонической обстановки района исследований.

На специализированном этапе обработки КС осуществлялись геометрическая коррекция, линеаментный анализ, построение тематических карт и формирование информационного массива данных.

Геометрическая коррекция. Снимки, топографические карты, геолого-геофизическая информация представленная в виде карт трансформировались в единый формат данных, осуществлялась их географическая привязка.

Линеаментный анализ. Осуществлялся с использованием модуля Lessa (автор ААЗлатопольский) программы Erdas Imagine v.8.4. Цифровая обработка космических снимков разного разрешения и различных спектральных диапазонов повысила достоверность выявления линейных элементов рельефа земной поверхности исследуемых месторождений и их окрестностей. С целью удаления элементов антропогенного происхождения. проводилась фильтрация линеаментов. Линейные элементы природного происхождения, полученные при разных уровнях разрешения и различных параметрах специализированной обработки, сопоставлялись с предполагаемыми по данным сейсморазведки разрывными нарушениями. Интерактивно подбирались параметры обработки при которых наблюдалось наиболее удовлетворительное соответствие в плановом положении предполагаемых разломов по геофизическим и спутниковым данным.

Создание тематических карт по результатам специализированной обработки КС и формирование информационного массива данных. По результатам статистической обработки выявленных линеаментов природного происхождения строились тематические карты по параметрам, характеризующим структуру множества линейных элементов земной

поверхности исследуемой территории. Формировался массив данных, который содержал геолого-геофизическую информацию.

На интерпретационном этапе, с использованием модуля Spatial Analyst программы ArcView выполнен анализ геолого-геофизических параметров в зависимости от изменения поля линеаментов.

Применение данной технологии, основанной на сопряженном анализе аэрокосмических и геолого-геофизических данных, позволяет повысить достоверность планового размещения значительной части дизьюнктивов с линейными размерами п(10-102)м. Именно этот спектр дислокаций, как правило, практически выпадает из поля зрения традиционных геолого-геофизических методов, по которым лишь фрагментарно фиксируются косвенные показатели их существования. Он представлен зонами мезотрещиноватости, играющими существенную роль в создании геологической неоднородности продуктивных глубокозалегающих горизонтов и пока не учитываемыми при изучении и геологическом моделировании месторождений УВ.

Способ глубинной привязки результатов прогноза РТЗ. Одним из наиболее сложных вопросов является оценка глубины перфорации осадочной толщи выявленными РТЗ.

В грави- и магниторазведке (аэро и наземном варианте), сходных в какой-то мере, по характеру снятия данных со съемкой поверхности Земли из космоса, глубина залегания источника аномалии является одним из важных количественных параметров, методика определения которого отработана. Существующие многочисленные аналитические и статистические методы обработки данных грави- и магниторазведки, определяющие глубину аномалиеобразующих объектов, основаны на том, что регистрируемый размер аномалии пропорционален глубине залегания аномалиеобразующего тела.

В тектонике при ранжировании разломно-трещинных дислокаций исходят из того же правила - линейный (площадной) размер дислокации (области динамического влияния дислокации) пропорционален глубине энергетического источника, обусловившего ее возникновение (С.И.Шерман и др., 1996).

Исходя из этого, каждый космический снимок, в зависимости от уровня его разрешения, несет информацию о локальных или региональных особенностях тектогенной дезинтеграции осадочного чехла, являясь своеобразным глубинным срезом. Непрерывный ряд снимков одной и той же территории с разным уровнем разрешения (от 10 до 100 метров) создает набор срезов, отражающих особенности тектогенной дезинтеграции пород на разных глубинах. Для определения глубин залегания использован графоаналитический способ касательных (К.П.Соколов, 1956), предложенный для оценки глубины залегания тел, создающих магнитные аномалии.

Глубинная привязка результатов прогноза РТЗ Новопортовского ГКНМ по материалам космических съемок и сопоставление их с сейсмическими и геотермическими данными показали:

- высокую тектоническую неоднородность осадочного чехла на каждом глубинном срезе;

- сопоставимость материалов разномасштабных видов космической съемки, приведенных к единому уровню глубин;

- реальность существования субвертикальных РТЗ, пронизывающих всю толщу осадочного чехла;

- возможность уточнения пространственного положения зон межпластовых субвертикальных перетоков, выявленных по геолого-промысловым и сейсмическим данным;

- высокую информативность результатов глубинной привязки.

В четвертой главе приведены результаты районирования севера Западной Сибири по степени тектогенной дезинтеграции пород осадочной толщи с использованием рассмотренной выше технологии и оценки влияния тектогенной неоднородности осадочной толщи на размещение, сохранность и фазовый состав месторождений УВ.

Первый опыт районирования территории севера Западной Сибири по степени субвертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи проведен нами в 1996-1998 гг. (Н.Н.Соловьев и др., 2000). В его основу положен интегральный показатель (ИП), суммирующий значения ряда косвенных показателей субвертикальной флюидопроницаемости пород осадочного чехла. Основные составляющие ИП были объединены в две группы. К первой отнесены показатели, характеризующие морфологию локальных структур (амплитуда, площадь, коэффициент изометричности) и зависящие от интенсивности структуроформирующих движений. Ко второй — показатели, отражающие условия вертикальной миграции и консервации скоплений УВ: количество продуктивных пластов, наличие скоплений УВ в надсеноманских отложениях, стратиграфическое положение верхнего интервала нефтеносности, средняя величина начальных геологических запасов (нгз) УВ месторождения, доля жидких УВ в нгз, плотность нгз УВ и др.

Анализ изменения каждого из этих показателей и ИП для разных стратиграфических толщ и уровней по 113

месторождениям севера Западной Сибири показал, что высокие значения ИП тяготеют к межблоковым зонам, низкие, как правило, к внутриблоковым полям.

Таким образом, была подтверждена взаимосвязь между тектонической раздробленностью и вертикальной флюидопроницаемостью крупных фрагментов осадочной толщи севера Западной Сибири.

Активная на современном этапе сеть разломов, контролируя положение зон повышенной тектогенной дезинтеграции (например, в виде трещиноватости) пород осадочного чехла, определяет условия формирования, переформирования и разрушения нефтяных и газовых

скоплений за счет повышения уровня субвертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи.

Количественная оценка тектогенной дезинтеграции пород осадочной толщи севера Западной Сибири современной сетью разрывных нарушений была выполнена с применением цифровых технологий обработки спутниковых снимков земной поверхности. Приоритет в использовании спутниковых данных для этих целей был обусловлен несколькими причинами. Во-первых, полное покрытие территории исследования разномасштабными спутниковыми снимками хорошего качества, в то время как детальными сейсмическими исследованиями она изучена фрагментарно, в основном в пределах положительных структур. Во-вторых, проведенное автором сопоставление разрывных нарушений, выявленных при проведении сейсмических площадных исследований разных модификаций, и РТЗ, диагностируемых по спутниковым данным с использованием предложенной технологии, показало:

1. Противоречивый характер исходных геолого-геофизических материалов по дизъюнктивной тектонике: в пространственном положении разрывных нарушений в зависимости от авторской интерпретации одного и того же первичного сейсмического материала наблюдается существенная несогласованность, как по простиранию, так и по длине.

2. Геофизические методы регистрируют разрывные нарушения с заметной амплитудой смещения, тогда как многочисленные без- и малоамплитудные РТЗ, как правило, не фиксируются.

3. Регистрируемый спектр РТЗ (по азимутальной ориентировке, длине), выделяемых при специализированной обработке спутниковых съемок, более сопоставим с данными 3Б, чем 2Б сейсморазведки.

4. Согласованность простираний РТЗ с морфологией поверхностей отражающих горизонтов нижних секций осадочного чехла (юрской и неокомской).

Таким образом, применение технологии картирования РТЗ, основанной на использовании материалов космических съемок, позволило получить новую, более полную информацию о малоамплитудных разломах и зонах трещиноватости, трудно картируемых геофизическими методами, и привлечь ее для решения прикладных нефтегазогеологических задач на региональных и локальных объектах.

Установлено, что зоны локализации поверхностных деформаций, связанных с активными на современном этапе фрагментами разломно-трещинных дислокаций, проявляются в резкой смене характера роз-диаграмм линеаментов. Такие зоны нередко диагностируются областями повышенных значений плотности линеаментов.

Проведенный анализ свидетельствует о весьма высокой и крайне неравномерной дифференциации территории севера Западно-Сибирской НГП по степени тектонической раздробленности и, соответственно, вертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи.

Изучение основных особенностей распределения скоплений нефти и газа севера Западной Сибири в зонах разной степени субвертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи позволило сделать следующие выводы:

1. Степень субвертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи определяется уровнем неотектонической мобильности изучаемой территории. Установлено, что по мере возрастания степени флюидопроницаемости осадочной толщи происходит закономерное изменение фазового состояния УВ в залежах: чисто газовые и нефтяные месторождения, сменяются месторождениями «смешанного» нефтегазоконденсатного типа. С увеличением степени вертикальной флюидопроницаемости, ухудшаются условия консервации газовой составляющей скоплений УВ, что в предельных случаях приводит к полной потере газа.

2. В зонах, характеризующихся высокими значениями показателя вертикальной флюидопроницаемости, вероятность обнаружения месторождений в плотных коллекторах, типа ачимовских отложений, существенно возрастает.

По итогам проведенных исследований на объекте регионального уровня (Нерутинская впадина) выделены участки, ассоциируемые с зонами разуплотнения в окрестностях Пангодинского, Ямсовейского, Юбилейного и Уренгойского месторождений.

В пятой главе приведены результаты использования разработанной технологии для прогноза фильтрационной неоднородности и высокодебитных зон в межскважинном пространстве низкопроницаемых коллекторов юрских и неокомских отложений крупнейших месторождений севера Западной Сибири.

Мозаично-хаотичный характер изменения параметра плотности линеаментов на космических снимках отражает весьма существенную разломно-трещинную неоднородность осадочного чехла. Ее размеры на локальном уровне сопоставимы с расстояниями между скважинами и влияют на фильтрационные свойства пород, попадающих в зону влияния конкретных скважин.

Возникновение тектонической трещиноватости с неравномерной пространственной локализацией изменяет структуру пустотного пространства пород-коллекторов, что существенно влияет на их фильтрационные свойства и объемную неравномерность выработки запасов УВ и интенсивность обводнения залежей.

Анализ публикаций о методах изучения геологической неоднородности нефтегазоносных пластов показал несовершенство существующих способов оценки фильтрационной неоднородности пластов в межскважинном пространстве, о чем свидетельствует и их многообразие. Изучение неоднородности продуктивных пластов по емкостно-фильтрационным свойствам проводится, в основном, в двух направлениях: теоретическом, т.е. путем создания математических моделей (Г.А.Зотов, 1998; В.А.Черных, 1998

и др) и технологическом, путем проведения опытно-промышленных испытаний непосредственно на месторождениях (А.Т.Горбунов, 1990, Р.Г.Садыков, 2000 и др.) и на искусственно созданных макетах в лабораторных условиях (В А.Захаров, 1998; Е.Г.Арешев и др, 2001 и др.) Разрозненность, недостаток, а зачастую и сомнительная достоверность информации, получаемой при геолого-промысловых исследованиях, создает дополнительные проблемы в оценке геологической неоднородности, формируемой тектогенным преобразованием горных пород.

Предлагаемая автором технология выявления РТЗ в сочетании с другими методами (геолого-промысловыми, геофизическими) позволяет повысить достоверность оценки фильтрационной неоднородности продуктивных пластов представленных плотными коллекторами.

Ее апробация выполнена на Новопортовском, Бованенковском и Уренгойском месторождениях. Эти месторождения, расположены в разных ландшафтно-климатических и нефтегазоносных областях (НТО) (Ямальской, Надым-Пурской), приурочены к разным тектоническим элементам и сопряжены с зонами повышенной тектонической раздробленности осадочного чехла.

Объектами исследований являлись продуктивные горизонты юрских (Новопортовское, Бованенковское) и неокомских (Новопортовское, Уренгойское) отложений. Низкая эффективность геолого-геофизических работ, проведенных в пределах этих месторождений, обусловлена тем, что выявленные нефтегазоконденсатные залежи являются аномальными по строению пород-коллекторов и распределению нефти и газа. Геологическое строение рассматриваемых объектов характеризуется:

-резкой литологической изменчивостью пород (от песчанистых до глинистых разностей) и невыдержанностью распространения коллекторов по площади и разрезу;

-специфической, существенно негоризонтальной слоистостью продуктивных пород;

-неоднородностью фильтрационно-емкостных свойств и в целом низким качеством коллекторов нефти и газа (особенно по проницаемости, величина которой, как правило, варьирует вблизи нижнего предела);

-незакономерным распространением нефтегазонасыщенных и непродуктивных зон;

-признаками внутрипластового субвертикального экранирования неустановленной природы;

- нередко наличием АВПДв залежах.

Малоизученными вопросами, требующими первоочередного внимания, являются:

• прогнозирование зон распространения кондиционных коллекторов, в частности, с повышенной трещинной проницаемостью;

• оценка влияния зон трещинного разуплотнения пород-коллекторов на особенности ихнефтегазонасыщения и продуктивность скважин.

Ниже, в качестве примера решения этих задач рассмотрено Новопортовское газоковденсатно-нефтяное месторождение (ГКНМ). Оно

расположено в юго-восточной части полуострова Ямал вблизи Обской губы в пределах Южно-Ямальского нефтегазоносного района Ямальской НТО и приурочено к одноименному валу, входящему в состав Южно-Ямальского мегавала.

Среди преимущественно газовых месторождений Ямала Новопортовское ГКНМ выделяется примерно равным соотношением запасов газообразных и жидких УВ (1:0,9). К настоящему времени здесь выявлено 17 залежей. Большая часть запасов УВ в целом и нефти, в частности, связана с залежами юрских и нижнемеловых пластов -

Месторождение характеризуется широким стратиграфическим (от палеозойских до верхнемеловых образований) диапазоном продуктивности, обусловленным процессами активной дегазации в результате вертикального перемещения УВ, в первую очередь газа, по многочисленным разломным дислокациям.

Новопортовское месторождение принадлежит к числу немногих, где наличие разрывных нарушений подтверждено разномасштабной сейсмической съемкой. Однако, оценка их планового положения весьма противоречива. В ходе литолого-петрографических исследований кернового материала во всех литологических разностях юрских и нижнемеловых пород также отмечены многочисленные признаки тектонической трещиноватости (вертикальные трещины, иногда залеченные кальцитом; зеркала скольжения). Таким образом, уровень тектогенной раздробленности юрско-нижнемеловой части разреза по разным данным довольно высок и значительно усложняет строение залежей Новопортовского ГКНМ.

Несмотря на большой объем проведенных за почти полувековой период геолого-геофизических исследований (пробурено 145 скважин, в том числе 50 вскрывших палеозойские образования) изученность месторождения крайне неравномерна как по площади, так и разрезу. Достоверность оценки положения межфазовых разделов (ГНК, ВНК, ГВК) и границ продуктивных пластов многих залежей остается весьма условной. Невыяснено влияние дизъюнктивных нарушений на особенности нефтегазонасыщения продуктивных горизонтов.

На разномасштабных спутниковых изображениях исследуемой территории выделяются линеаменты диагональной и ортогональной систем. Первая — преобладает и представлена многочисленными протяженными линеаментами северо-западной и северо-восточной ориентировок, вторая -редкими, преимущественно короткими, плохо выраженными фрагментами линеаментов широтного, меридианального и близких к ним простираний. Это свидетельствует о том, что в новейший этап наиболее активные тектонические движения осуществляются преимущественно по диагональным направлениям.

Меридианально ориентированные линеаменты в пределах Новопортовского вала прослежены фрагментарно. За его пределами они

выражены несколько лучше. На отдельных участках линеаменты этого направления со смещением прерываются системами линеаментов диагональных простираний. Тектонические нарушения субмеридианальной ориентировки выявлены и сейсморазведочными работами.

Наиболее крупные зоны максимальных плотностей линеаментов тяготеют к южной и северной периклиналям Новопортовского вала. При этом, южная периклиналь «вписана» в своеобразный угол, стороны которого составлены протяженными, хорошо выраженными линеаментами диагональных (северо-западного и северо-восточного) простираний. На северо-восточном продолжении северной периклинали Новопортовского вала концентрируется несколько узлов пересечения линеаментов северозападного и северо-восточного направлений. Зоны минимальных плотностей линеаментов чаще тяготеют к осевой части месторождения. Такое избирательное положение их экстремальных значений согласуется с результатами изучения трещиноватости, проведенного в разных регионах России (Приморье, Восточная Сибирь, и др.).

В целом можно отметить следующие особенности распределения в пространстве зон высокой концентрации линеаментов. Осевые линии таких зон имеют в основном диагональную ориентацию (северо-западную, северовосточную), подчеркивая морфологические особенности Новопортовского вала по различным структурным поверхностям юрских и нижнемеловых продуктивных и отражающих сейсмических горизонтов. Высокие значения плотности линеаментов соответствуют наиболее активным на современном этапе РТЗ, функционирующим в режиме растяжения.

В нашем распоряжении имелись результаты исследования скважин, в разной степени характеризующие фильтрационные свойства и продуктивность трех основных по запасам газа пластов ЮН2.3 (юра), НП2-3 и НЕЦ (нижний мел) Новопортовского месторождения.:

- коэффициент проницаемости линейная проводимость по результатам промыслово-геофизических исследований;

- величины дебитов газа, воды; суммарных дебитов пластовых флюидов (нефти, газа, воды); коэффициенты гидропроводности по методам установившихся отборов (МУО) и восстановления давления (КВД); отношение по результатам гидродинамических испытаний скважин.

Проведенный анализ фильтрационных характеристик пластов Новопортовского ГКНМ, изученных традиционными литолого-петрофизическими, промыслово-геофизическими и гидродинамическими исследованиями показал, что наиболее предпочтительным, с точки зрения получения интегральной характеристики фильтрационных свойств пласта, является использование гидродинамических исследований (хотя и они могут давать искаженные характеристики, вследствие технологических причин).

Возможности прогнозирования высокопродуктивных зон только на основе анализа информации, полученной гидродинамическими методами, ограничены. Во-первых, ими охвачено лишь 46 скважин из 110. Во-вторых, в

ряде случаев из-за низкого качества работ по испытанию объектов часть малодебитных и «сухих» объектов в палеозойских, юрских и нижнемеловых отложениях могла быть недоосвоена.

Как правило, на каждом месторождении самыми массовыми являются сведения о величинах притоков УВ, полученных при опробовании поисково-разведочных скважин. Поэтому для прогнозирования фильтрационных свойств продуктивного пласта в межскважинном пространстве с учетом результатов проведенного анализа данных промыслово-геофизических и газогидродинамических исследований за основу были взяты суммарные дебиты пластовых флюидов по основным продуктивным пластам (ЮН2.з,

НП4) НП2.3).

Информация о величинах суммарных дебитов хорошо соотносится с коэффициентом гидропроводности и в то же время является более массовой, доступной характеристикой, равномерно охватывающей площади залежей. Ее применение обеспечило значительное расширение площади исследования за счет увеличения массива данных (почти в 2 раза) и более равномерного распределения их по площади залежей в пластах ЮН2.3, НГЦ, НП2.3. Однако информация о притоках пластовых флюидов, полученных при испытании юрских объектов Новопортовского ГКНМ по 32 из 110 скважин, также была крайне противоречивой.

На предварительной стадии прогноза зон разной продуктивности были построены карты суммарных дебитов пластовых флюидов по каждому из анализируемых продуктивных пластов.

Их анализ выявил мозаично-блоковый характер изменения величин суммарных дебитов по площадям соответствующих залежей, что подтвердило неоднородность всех пластов по ФЕС, обусловленную как седиментационными (общая и эффективная мощности, песчанистость, пористость), так и постседиментационными (тектоническими) процессами. «Блоковый» характер неоднородности наиболее отчетливо проявляется в юрских пластах. Наблюдаемая зональность в изменении величин дебитов по площади корреспондируется с северо-восточными и субмеридианальными простираниями РТЗ, выявленных по спутниковым данным.

Сопоставление карт суммарных дебитов пласта с картами

плотности линеаментов различных простираний при разных окнах округления позволило выявить то направление (северо-восточное), при увеличении плотности линеаментов которого происходит закономерное изменение соотношения между группами низко- и высокодебитных скважин. Было проанализировано 73 скважины, в т.ч. 37 низкодебитных (с величинами дебитов менее 20тут/с) и 36 высокодебитных скважин (с величинами дебитов более 20тут/с).

На основе этого соотношения была построена карта прогноза суммарных дебитов пластовых флюидов пласта которая отражает

влияние тектонических процессов на степень разуплотнения плотных коллекторов в межскважинном пространстве.

В области прогнозируемых высоких значений суммарных дебитов вероятность прогноза по пласту составляет 0,76, в области низких

значений - 0,73.

По результатам проведенных нами исследований на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) по ачимовским и Бованенковском газоконденсатном месторождении (ГКМ) по юрским пластам также наблюдается закономерный рост доли высокодебитных скважин (соответственно снижение доли сухих и низкодебитных) по мере увеличения плотности линеаментов определенных (соответственно северозападных и север-северо-восточных) простираний.

Анализ гидрогеологического и геолого-промыслового материала по Уренгойскому и Новопортовскому месторождениям позволил установить ряд субвертикальных зон, по которым осуществляется межпластовый переток пластовых флюидов и контролируется распределение УВ в юрских и нижнемеловых продуктивных отложениях (Р.Г.Семашев, 2001-2003 г.г.). Им установлено, что с такими зонами в плане и по разрезу связаны многочисленные аномалии: величин пластовых давлений, свойств пластовых флюидов, гипсометрического положения межфазовых контактов.

Большинство указанных зон характеризуется повышенными значениями плотности РТЗ, что позволяет рассматривать их как активные элементы гидродинамической системы юрской и меловой толщи осадочного чехла.

Таким образом, выявленная связь между степенью тектонической дезинтеграции продуктивных пород и величинами суммарных дебитов скважин на Новопортовском, Уренгойском и Бованенковском месторождениях носит закономерный характер и свидетельствует о существенном влиянии современных мобильных тектонических зон на появление и степень разуплотнения плотных коллекторов.

Проведенный комплекс работ по картированию в межскважинном пространстве коллекторов с разными фильтрационно-емкостными характеристиками позволил использовать полученную информацию для выбора скважин, в которых целесообразно проведение мероприятий по интенсификации притоков УВ из неокомских и юрских продуктивных пластов. «Сухие» и низкодебитные скважины, расположенные в высокодебитных зонах прогнозной карты дебитов, могут быть оценены как потенциально высокодебитные.

На Новопортовском месторождении это скважины №73, 152, давшие притоки непереливающей воды с пленками нефти, №113, из которой кроме непереливающей пластовой воды получен фильтрат бурового раствора. Кроме того, в зонах высоких плотностей линеаментов расположены скважины, давшие либо притоки нефти (3 скважины - 169, 155, 92), либо непереливающей воды (скв.109), при этом их фактические дебиты не превысили 20тут/с. Отсутствие газа может быть связано с его миграцией в вышележащие пласты по субвертикальным зонам трещиноватости. Однако нельзя исключить и того, что высокая трещиноватость явилась причиной

неудовлетворительного вскрытия пластов (кольматация прискважинной зоны), о чем свидетельствует соотношение коэффициентов гидропроводности полученных методами МУО и КВД (скв.92,109).

На основе результатов картирования выполнен прогноз преимущественных направлений внутри- и межпластовых фильтрационных потоков флюидов. Новопортовское месторождение характеризуется развитием в пласте преимущественно линейно-очаговых зон

повышенной проводимости в районе скважин 122-140; 119-164.

В нижнемеловых пластах НП2.3 и НГЦ прогнозируются две линейные и несколько очаговых зон повышенной проводимости. Одна из наиболее выраженных линейных зон пересекает площадь месторождения с северо-запада на юго-восток по линии скважин 172, 77, 129, 171. Вторая протягивается в субмеридианальном направлении вдоль юго-западного крыла Новопортовского локального поднятия по линии скважин 172-149. Очаговые зоны локализованы близ скважин 140, 88, 170, находящихся в разных блоках. Осевая зона Новопортовского вала субмеридианальной ориентировки может являться местом первоочередного подъема подошвенных вод при эксплуатации залежей УВ неокомских отложений.

Фронтального подтягивания краевых вод (ВНК) и деформацию контура ГНК следует ожидать, прежде всего, на западном крыле. Восточное крыло почти на всем протяжении характеризуется пониженной флюидопроводностью. Локальное внедрение краевых вод на восточном крыле возможно в районе скважин №171,111.

По результатам наших исследований, две зоны повышенной плотности разломно-трещинных дислокаций, находящиеся вблизи скважин №108, 50, 164, проявляются отчетливо выраженными максимумами на всех глубинных срезах. При разработке залежей они могут являться потенциальными очагами обводнения и межпластовых перетоков во всех продуктивных горизонтах юры и мела.

Разработанная технология может быть использована для прогноза зон распространения карстовых полостей в породах палеозойского фундамента и связанных с ними высокоемких коллекторов, при вскрытии которых получены притоки УВ. Установлено (Е.Г.Журавлев, Г.И.Облеков, 2000), что образование таких коллекторов в породах палеозойского возраста Новопортовского месторождения корреспондируется с разломами северовосточного простирания. Результаты наших исследований подтверждают первостепенную роль РТЗ именно этого направления в формировании высокопродуктивных зон в юрских и нижнемеловых отложениях.

Результаты выполненных автором исследований на Новопортовском, Бованенковском и Уренгойском месторождениях сводятся к следующему:

-установлен массовый характер распространения и широкий спектр разломно-трещинных дислокаций, регистрируемых по результатам интерпретации сейсморазведочной и спутниковой информации, свидетельствующий о высокой тектонической неоднородности осадочного чехла на разных глубинных срезах;

- показан закономерный характер влияния РТЗ на флюидопроводность плотных коллекторов;

- определен «сквозной», субвертикальный, локально-ограниченный '(очаговый) характер аномалий плотности РТЗ в юрско-нижнемеловой части разреза;

- выполнен прогноз потенциальных мест внедрения пластовых вод (очагового и контурного типа) и межпластовых перетоков;

- подтверждена роль вертикальных зон трещиноватости как активных элементов подземной гидросферы, оказывающих влияние на формирование и особенности нефтегазонасыщения продуктивных горизонтов в юрско-нижнемеловом разрезе;

-выполнено картирование зон трещинного разуплотнения пород юрской и нижнемеловой толщи в пределах Новопортовского, Бованенковского и Уренгойского месторождений;

-оценено влияние трещинного разуплотнения пород-коллекторов на величину дебитов пластовых флюидов поисково-разведочных скважин, вскрывших юрские и нижнемеловые отложения;

-осуществлен прогноз зон разной продуктивности нефтегазонасыщенных юрских и нижнемеловых отложений Новопортовского, Бованенковского и Уренгойского месторождений.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Предложена технология картирования зон разломно-трещинного разуплотнения пород осадочного чехла севера Западной Сибири по спутниковым изображениям Земли, позволяющая повысить достоверность выделения и планового размещения значительной части дизъюнктивов с линейными размерами п(10-102)м., как правило, трудно регистрируемых традиционными геолого-геофизическими методами. Показано, что они играют существенную роль в формировании геологической неоднородности продуктивных глубокозалегающих горизонтов и редко учитываются при геологическом моделировании.

2. Осуществлено районирование территории севера Западной Сибири по степени тектогенной дезинтеграции пород осадочной толщи с использованием разработанной технологии. Оценено влияние тектогенной дезинтеграции горных пород на размещение, сохранность и фазовый облик месторождений УВ. Выяснено, что степень субвертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи определяется уровнем неотектонической мобильности изучаемой территории. Установлено, что по мере возрастания степени флюидопроницаемости осадочной толщи происходит закономерное изменение фазового состояния УВ в залежах: чисто газовые и нефтяные месторождения сменяются месторождениями «смешанного» нефтегазоконденсатного типа. С увеличением степени вертикальной флюидопроницаемости ухудшаются условия консервации газовой составляющей скоплений УВ, что в предельных случаях приводит к полной потере газа.

Показано, что в зонах, характеризующихся повышенными и высокими значениями показателя вертикальной флюидопроницаемости, вероятность встречи месторождений в плотных коллекторах, типа ачимовских отложений, существенно возрастает по сравнению с зонами, где значения этого показателя низкие.

3. Выявлена закономерная связь между степенью тектогенной дезинтеграции продуктивных пород и величинами суммарных дебитов скважин Новопортовского, Уренгойского и Бованенковского месторождений, свидетельствующая о существенном влиянии современных мобильных тектонических зон на появление и степень разуплотнения плотных коллекторов.

Осуществлен прогноз фильтрационной неоднородности и высокодебитных зон в межскважинном пространстве низкопроницаемых коллекторов юрских и неокомских отложений крупнейших месторождений севера Западной Сибири.

4. Информация, полученная при картировании РТЗ, используется для:

- выбора мест заложения эксплуатационных скважин в высокопродуктивных зонах;

- выбора из числа низкодебитных скважин тех, в которых целесообразно проведение мероприятий по интенсификации притоков УВ;

- прогноза потенциальных мест внедрения пластовых вод и межпластовых перетоков в процессе эксплуатации месторождений.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1. Кузьминов В.А. О формировании газовых залежей в надсолевых отложениях Учаджинского вала // Экспресс-информация ВНИИЭГазпроч. Сер.геология, бурение и разработка газовых месторождений. 1982, вып.18, с.2-4.

2. Амурский Г.И., Соловьев Н.Н., Кузьминов В.А. Новые методы реконструкции условий новейшей дифференциации нефти и газа в Амударьинском бассейне (по результатам. дешифрирования космических снимков) // Изв. АН СССР, сер. геологическая. -1984, № 8, с. 112-122.

3. Прогнозирование новых зон газонакопления в Средней Азии методами тектонодинамического анализа / Соловьев Н.Н., Амурский Г.И., Кузьминов В.А., Мальцев Н.Г., Салина Л.С., Тимонин А.Н. // Геодинамические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. Тез. докладов Первой Всесоюз. конф. 68 сентября 1988 г. - М.: МИНГ, ИПНГ, 1988, с. 208.

4. Салина Л.С., Кузьминов ВА. Модель формирования газоконденсатного месторождения Култак // Проблемы газоносности СССР. - М.: ВНИИГаз, 1990, с. 60-68.

5. Соловьев Н.Н., Кузьминов В.А., Салина Л.С. Перспективы поисков скоплений газа в южных районах Туранской плиты // Геология нефти и газа.-1996, №9, с. 17-23.

6. Соловьев Н.Н., Кузьминов В.А., Салина Л.С. Прогноз ресурсов и добычи газа в Туркменистане // Газовая промышленность. - 1996, № 11-12, с. 20-22.

7. Соловьев Н.Н., Кузьминов ВА., Салина Л.С, Пименова Л.В. Тектогенная неоднородность пластовых систем газовых месторождений // Новые направления

поисково-разведочных работ на нефть и газ. Тез. докладов 2 научно-технической конф., посвященной 850-летию г. Москвы "Актуальные проблемы состояния и развития нефтегазового комплекса России" - М: ГАНГ, 1997, с. 42-43.

8. Кузьминов В.А., Соловьев Н.Н., Салина Л.С., Пименова Л.В. Районирование территории севера Западной Сибири по комплексу показателей, характеризующих вертикальную флюидопроводность осадочного чехла. // Тез. докладов Международной конференции "Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность". - С.-П.: ВНИГРИ, 1999, с.102.

9. Кузьминов В.А., Салина Л.С., Соловьев Н.Н., Пименова Л.В. Межблоковые зоны и нефтегазоносность осадочных бассейнов. МГУ, материалы третьей международной конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». -М.: МГУ, 1999, с88-89.

10. Кузьминов В.А., Пименова Л.В., Салина Л.С., Соловьев Н.Н. Районирование территории севера Западной Сибири по степени субвертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи пород // Газовая геология России. Вчера. Сегодня. Завтра. - М.: ВНИИГАЗ, 2000, с. 162-168.

11. Кузьминов В.А., Пименова Л.В., Салина Л.С., Соловьев Н.Н. Типизация месторождений углеводородов севера Западной Сибири для реконструкции некоторых особенностей их формирования // Газовая геология России. Вчера. Сегодня. Завтра. - М.: ВНИИГАЗ, 2000, с. 156-161.

12. Кузьминов В.А., Соловьев Н.Н., Салина Л.С. Картирование зон разуплотнения в низкопроницаемых коллекторах нефтегазоносных отложений с использованием материалов аэрокосмических съемок // Тез. докладов Первой научно-практической Международной конф. «Нетрадиционные источники углеводородного сырья и возобновляемые источники энергии». С-Пб.: ВНИГРИ, 2002, с. 92-93.

13. Соловьев Н.Н., Кузьминов В.А., Салина Л.С. Прогноз месторождений углеводородов разного типа с использованием результатов интерпретации дистанционных материалов // Материалы Международной конференции памяти академика П.Н. Кропоткина «Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ». - М. ГЕОС, 2002, с. 432-433.

14. Соловьев Н.Н., Кузьминов ВА, Пименова Л.В., Салина Л.С. Прогноз зон тектогенного разуплотнения низкопроницаемых нефтегазоносных пород с использованием материалов космических съемок (на примере ачимовской толщи Западной Сибири). - М.: ВНИИГАЗ, 2002, 63с.

15. Соловьев Н.Н., Кузьминов В А, Салина Л.С. Тектонодинамическая оценка условий нефтегазонакопления // Газовые ресурсы России в XXI веке. - М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003, с.377-387.

Подписано к печати 26.08.2004 г. Объем 1 уч.-изд.л. Формат 60*84/16

Заказ № 48

Тираж 120 экз.

Отпечатано на ротапринте ООО «ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка

Содержание диссертации, кандидата геолого-минералогических наук, Кузьминов, Валерий Александрович

ВВЕДЕНИЕ

1. ТЕКТОГЕННАЯ ДЕЗИНТЕГРАЦИЯ ПОРОД И ОСОБЕННОСТИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ТОЛЩ

1.1. Теоретические аспекты

1.2. Зоны тектогенного разуплотнения низкопроницаемых пород - как особая разновидность геологической неоднородности продуктивных

1.3. Принципы моделирования пластовых систем месторождений связанных с низкопроницаемыми коллекторами глубокозалегающих отложений

2. ОСОБЕННОСТИ ДИЗЪЮНКТИВНОЙ ТЕКТОНИКИ И НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ. МЕТОДЫ ВЫЯВЛЕНИЯ РАЗНОРАНГОВЫХ РАЗРЫВНЫХ НАРУШЕНИЙ

2.1. Особенности нефтегазоносности и дизъюнктивной тектоники севера Западной Сибири

2.2. Методы выявления и картирования разноранговых разрывных нарушений

3. РАЗРАБОТКА ТЕХНОЛОГИИ ПРОГНОЗА ЗОН РАЗЛОМНО-ТРЕЩИННОГО РАЗУПЛОТНЕНИЯ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ПО СПУТНИКОВЫМ И ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИМ ДАННЫМ

3.1. Опыт использования данных спутниковых съемок для решения задач нефтегазовой геологии

3.2. Технология картирования зон разломно-трещинного разуплотнения с использованием материалов космических съемок

3.2.1. Информационный массив исходных материалов

3.2.2. Выбор программных средств для обработки спутниковой информации и сопоставления ее с геолого-геофизическими данными

3.2.3. Специализированная обработка и автоматизированный линеаментный анализ КС

3.2.4. Сопоставление предварительно обработанных геологических данных и материалов космических съемок. Геологическая интерпретация полученных результатов

3.3. Способ глубинной привязки результатов прогноза РТЗ, выявленных по спутниковым данным

4. РАЙОНИРОВАНИЕ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ПО СТЕПЕНИ ТЕКТОГЕННОЙ ДЕЗИНТЕГРАЦИИ ПОРОД ОСАДОЧНОЙ ТОЛЩИ. ОЦЕНКА ЕЕ ВЛИЯНИЯ НА РАЗМЕЩЕНИЕ, СОХРАННОСТЬ И ФАЗОВЫЙ ОБЛИК МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ

4.1. Дифференциация территории севера Западной Сибири по уровню тектогенной неоднородности пород и прогноз коллекторов трещинного типа

4.2. Влияние тектогенной неоднородности осадочной толщи севера Западной Сибири на размещение, сохранность и фазовый облик месторождений УВ

4.2.1. Типизация месторождений УВ и реконструкция условий их формирования

4.2.2. Влияние степени субвертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи на размещение, сохранность и фазовый облик месторождений УВ

5. ПРОГНОЗ ФИЛЬТРАЦИОННОЙ НЕОДНОРОДНОСТИ И ЗОН РАЗНОЙ ПРОДУКТИВНОСТИ В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ НЕОКОМ-ЮРСКИХ ОТЛОЖЕНИЯХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ СЕВЕРА ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

5.1. Прогноз зон разуплотнения и разной продуктивности в низкопроницаемых породах-коллекторах ачимовской толщи Уренгойского НГКМ

5.1.1. Карта прогноза разломно-трещинных зон

5.1.2. Сопоставление результатов картирования РТЗ с разломами, предполагаемыми по площадным сейсморазведочным работам

5.1.3. Субвертикальные зоны трещинного разуплотнения -активные элементы нижнего этажа подземной гидросферы. Сопоставление РТЗ, картируемых по КС, с геолого-промысловыми данными

5.1.4. Влияние степени разуплотнения ачимовских отложений на величину дебитов поисково-разведочных скважин и прогноз зон разной продуктивности

5.2. Прогноз зон разуплотнения и разной продуктивности неокомских и юрских отложений Новопортовского ГКНМ

5.2.1. Характеристика линеаментного поля Новопортовского месторождения по спутниковым данным

5.2.2. Сопоставление результатов картирования РТЗ с разломами, предполагаемыми по площадным сейсморазведочным работам

5.2.3. Анализ результатов геолого-промысловых исследований скважин

5.2.4. Влияние степени разуплотнения юрских и неокомских отложений Новопортовского месторождения на продуктивность поисково-разведочных скважин и прогноз зон разной продуктивности

5.2.5. Прогноз зон первоочередного обводнения и межпластовых перетоков флюидов

5.3. Прогноз зон разуплотнения и разной продуктивности юрских отложений Бованенковского НГКМ

5.3.1. Характеристика линеаментного поля Бованенковского месторождения по спутниковым данным

5.3.2. Анализ геофизического и геолого-промыслового материала по юрским продуктивным горизонтам Бованенковского месторождения

5.3.3. Влияние степени разуплотнения юрских отложений Бованенковского месторождения на продуктивность поисково-разведочных скважин и прогноз зон разной продуктивности

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Прогноз тектогенной неоднородности нефтегазоносных юрских и неокомских пород севера Западной Сибири с использованием материалов спутниковых съемок"

Основные задачи исследования.

3. Дифференциация территории севера Западной Сибири по степени тектонической мобильности.

ВВЕДЕНИЕ

Основные задачи исследования.

1. Обоснование возможности использования данных спутниковых съемок для картирования РТЗ на основе анализа существующих методов выявления разломно-т-рещинных дислокаций.

3. Дифференциация территории севера Западной Сибири по степени тектонической мобильности.

Научная новизна. В диссертационной работе предложен новый подход к изучению пластовых флюидальных систем месторождений УВ на основе совместного анализа спутниковых и геолого-геофизических данных. Установлены особенности нефтегазоводонасыщения продуктивных горизонтов юрской и неокомской частей осадочного чехла в зонах разломно-трещинного разуплотнения, в т.ч. обусловленных дислокациями, не фиксируемыми геолого-геофизическими методами. Разработана технология картирования РТЗ по данным спутниковых съемок для уточнения особенностей нефтегазонакопления. На ее основе осуществлена дифференциация территории севера Западной Сибири по степени тектонической раздробленности (вертикальной флюидопроводности) осадочного чехла. Установлено ее влияние на размер и фазовый состав месторождений. Выполнено картирование зон разломно-трещинного разуплотнения пород юрских и неокомских отложений Новопортовского, Бованенковского, Уренгойского месторождений. Осуществлен прогноз зон разной продуктивности в межскважинном пространстве этих месторождений, потенциальных мест внедрения пластовых вод и межпластовых перетоков флюидов в процессе эксплуатации месторождений.

Основные защищаемые положения:

3. Прогноз зон разной продуктивности в низко проницаемых породах юры и неокома на месторождениях севера Западной Сибири (Уренгойское, Новопортовское, Бованенковское).

Практическая значимость и реализация результатов работы.

Апробация работы и публикации. Результаты исследований по теме диссертационной работы докладывались на отраслевых конференциях молодых ученых и специалистов ВНИИГАЗа (г.Москва, 1978-1985 гг.), семинаре Мингазпрома (г. Ургенч, 1983 г.), научно-практических и международных конференциях в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (г. Москва, 1988 г, 1997 г.), МГУ (г.Москва, 1999 г.), ВНИГРИ (г. Санкт-Петербург, 1999 г., 2002 г,), ИПНГ РАН (г. Москва, 2002 г.), заседаниях геологической секции Ученого совета ВНИИГАЗа, семинаре представителей Управления геологии, разработки и лицензирования месторождений ОАО «Газпром» (2002 г.), в геологических отделах ООО «Уренгойгазпром», (г. Новый Уренгой, 2000 г.), ООО «Надымгазпром» (г. Надым, 2002, 2003 г.г.). По теме диссертационной работы опубликовано 15 работ.

Автор благодарит д.г.-м.н. Н.Н.Соловьева, д.г.-м.н., профессора Г.И.Амурского, д.г.-м.н., профессора Н.А.Крылова, д.т.н. Г.И. Облекова, д.х.н. В.А. Истомина, к.г.-м.н. Л.С.Салину, к.г.-м.н. Р.Г. Семашева, а также выражает признательность сотрудникам центра «Газовые ресурсы» ООО «ВНИИГаз», работникам геологической службы ООО «Надымгазпром» за доброжелательное отношение и конструктивное обсуждение различных аспектов диссертационной работы.

Заключение Диссертация по теме "Геология, поиски и разведка горючих ископаемых", Кузьминов, Валерий Александрович

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Предложена технология картирования зон разломно-трещинного разуплотнения пород осадочного чехла по спутниковым изображениям Земли, позволяющая повысить достоверность планового размещения значительной части дизъюнктивов с линейными размерами п(10-10 )м., как правило, трудно регистрируемой традиционными геолого-геофизическими методами. Показано, что картируемые зоны играют существенную роль в формировании геологической неоднородности продуктивных глубокозалегающих горизонтов и редко учитываются при геологическом моделировании.

2. Осуществлено районирование севера Западной Сибири по степени тектогенной дезинтеграции пород осадочной толщи на основе разработанной технологии. Оценено влияние тектогенной дезинтеграции на размещение, сохранность и фазовый облик месторождений УВ. Выяснено, что степень субвертикальной флюидопроницаемости осадочной толщи определяется уровнем неотектонической мобильности изучаемой территории. Установлено, что по мере возрастания степени флюидопроницаемости осадочной толщи происходит закономерное изменение фазового состояния УВ в залежах: чисто газовые и нефтяные месторождения, сменяются месторождениями «смешанного» нефтегазоконденсатного типа. С увеличением степени вертикальной флюидопроницаемости, ухудшаются условия консервации газовой составляющей скоплений УВ, что в предельных случаях приводит к полной потере газа.

3. Выявлена закономерная связь между степенью тектонической дезинтеграции продуктивных пород и величинами суммарных дебитов скважин Новопортовского, Уренгойского и Бованенковского месторождений, свидетельствующая о существенном влиянии современных мобильных тектонических зон на появление и степень разуплотнения плотных коллекторов.

- выбора мест заложения эксплуатационных скважин в высокопродуктивных зонах;

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата геолого-минералогических наук, Кузьминов, Валерий Александрович, Москва

1. Акимова Е.В., Берлянт A.M., Волчанская И.К. Анализ тектонической трещиноватости по картографическим и аэрокосмическим материалам // Советская геология. - 1976, №7, с. 140-145.

2. Амурский Г.И., Соловьев H.H., Кузьминов В.А. Новые методы реконструкции условий новейшей дифференциации нефти и газа в Амударьинском бассейне (по результатам дешифрирования космических снимков) // Изв. АН СССР, сер. геологическая. 1984, № 8, с. 112-122.

3. Анализ космических снимков при тектоно-магматических и металлогенических исследованиях / Коллектив авторов. М.: Наука, 1979, 164с.

4. Арешев Е.Г., Плынин В.В., Штырлин В.Ф. Новые возможности интерпретации аномальных данных термогидродинамических исследований скважин // Нефтяное хозяйство. 2001, №3, с.49-52.

5. Аристархова Л.Б. Активные разрывные нарушения и экологическая уязвимость нефтегазоносных территорий // Геоморфология. 1997, №4, с. 19-27.

6. Блоковое строение земной коры и нефтегазоносность / Тезисы докладов НПК (17-19 января 1994г.). С.-П.: ВНИГРИ, 1994.

7. Боева И.В. Литолого-фациальные критерии прогноза коллекторов и природных резервуаров углеводородов в нижне-среднеюрских отложениях центральных районов Надым-Пур-Тазовского региона: Автореф. дис. на соиск. уч. степ, к.г.-м.н. М.: ВНИИГаз, 2001, 24с.

8. Бондарев М.П., Бондарев П.М. Влияние тектонических сил на условия отработки угольных пластов: эффект вектора пограничных смещений // Уголь. 2000, №9, с. 14-16.

9. Бутагина И.М., Петухов И.М. Геодинамическое районирование месторождений при проектировании и эксплуатации рудников. М.: Недра, 1988.

10. Влияние линеаментной трещиноватости на геолого-промысловые характеристики скважин / В.Г.Базаревская, Г.Ф.Кандаурова, Н.А.Бадуртдинова, А.Н.Мартынов // Нефтяное хозяйство. 2003, №8, с.34-37.

11. Всеволожский В.А., Дюнин В.И. Анализ закономерностей гидродинамики глубоких пластовых систем // Вестник МГУ. Сер. геол., 1996, № 3, с. 61-72.

12. Гаврилов В.П. Влияние разломов на формирование зон нефтегазонакопления М: Недра, 1975, 271с.

13. Геодинамика и нефтегазоносность Арктики / В.П.Гаврилов, Ю.Ф.Федоровский, Ю.А.Тронов и др. -М.: Недра, 1993, 323с.

14. Геологические модели залежей нефтегазоконденсатных месторождений Тюменского Севера / В.И.Ермаков, А.Н.Кирсанов, Н.Н.Кирсанов, Р.М.Бембель, Е.Н.Ивакин, Г.И.Облеков, З.Д.Ханнанов. М.: Недра, 1995, 464с.

15. Геологические предпосылки перспектив газоносности Восточной Туркмении / Г.И.Амурский, И.П.Жабрев, Э.С.Гончаров и др. М.: Недра, 1976, 392с.

16. Геологической службе России 300 лет // Материалы Международной геофизической конференции. Тезисы докладов. С.-П.: ООО «Издательство Welcome», 2000, 738 с.

17. Геология и нефтегазоносность ачимовской толщи Западной Сибири (на примере Самбургско-Уренгойской зоны) / A.A. Нежданов, В.А.Пономарев, Н.А.Туренков и др. М.: АГН, 2000, 247 с.

18. Гликман А.Г. Методологические аспекты применения сейсморазведки // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 1999, №10, с.19-25.

19. Гольбрайх И.Г., Забалуев В.В., Миркин, Г.Р. Тектонический анализ мегатрещиноватости — перспективный метод изучения закрытых территорий // Советская геология. 1965, №4, с.63-73.

20. Гридин В.И. Современная геодинамика газоконденсатных месторождений полуострова Ямал и ее влияние на развитие техногенных деформаций / Наука и техника в газовой промышленности. 2003, №3, с.42-47.

21. Дегазация Земли: геодинамика, геофлюиды, нефть и газ // Материалы Международной конференции памяти академика П.Н.Кропоткина (20-24 мая 2002 г., г. Москва). М.: ГЕОС, 2002, 472 с.

22. Дешифрирование многозональных аэрокосмических снимков / Отв. редакторы: Р.З.Сагдеев, К.А.Салищев, Х.Каутцлебен, Х.Людеманн. М.: Наука; Берлин, Академи-Ферлаг, 1988, 207с.

23. Дизъюнктивная тектоника Западно-Сибирской плиты / Ф.Г.Гурари, К.И.Микуленко, В.С.Старосельцев и др., // Сб. научных трудов СНИИГГИМС. -Новосибирск: 1970, в. 97, с.93.

24. Дистанционные исследования при нефтегазопоисковых работах / А.А.Аксёнов, В.Г.Можаева, В.Т.Воробьёв и др. М.: Наука, 1988, 224с.

25. Дистанционные методы изучения тектонической трещиноватости пород нефтегазоносных территорий / Г.И.Амурский, Г.А.Абрамёнок, М.С.Бондарева, H.H. Соловьёв. М.: Недра, 1988, 164с.

26. Добыча трудноизвлекаемых запасов нефти на месторождениях ЯНАО / Е.М.Нанивский, В.А.Пономарев, С.М.Лютомский и др. // Газовая промышленность. 2001, №1, с. 40-41.

27. Дюнин В.И. Гидрогсодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов. М.: Научный мир, 2000, 472с.

28. Дюнин В.И., Корзун A.B. Движение флюидов: происхождение нефти и формирование месторождений углеводородов // Обзорная информация. М.: Научный мир, 2003, 98с.

29. Еременко H.A., Славкин B.C., Голованова М.П. Начальная нефтенасыщенность как следствие условий формирования залежей // Геология нефти и газа. 2000, № 5, с.27-31.

30. Есиков Н.П. Современные движения земной поверхности с позиций теории деформации. Новосибирск.: Наука, 1991.

31. Желиговский В.А., Подвигина О.М., Садовский A.M. Некоторые особенности строения земной коры Калифорнии по данным о топографии и аномалиях Буге и их связь с сейсмичностью // Доклады АН. 1994, т.337, №5, с.662-666.

32. Жуков B.C., Изюмов С.Ф., Кузьмин Ю.О. Современная геодинамика разломов (тектонофизические аспекты проблемы). Ашхабад: Депонировано ВНИИНТИ, 1990, с. 102.

33. Журавлев Е.Г., Облеков Г.И. Гипергенная газоносная формация фундамента Новопортовского месторождения // Геология нефти и газа. 2000, № 5, с.39-43.

34. Зотов Г.А. Влияние интенсивности внутрипластовых перетоков газа на темпы падения пластового давления // Вопросы методологии и новых технологий разработки месторождений природного газа. Сб. научных трудов. Ч. 3. М.: ВНИИГАЗ, 1998, с. 45-51.

35. Изучение тектоники нефтегазоносных областей с использованием космических снимков / Г.И.Амурский, М.С.Бондарева, Я.Г.Кац и др. М.: Недра, 1985, 143с.

36. Использование космической информации в оценочном и прогнозном картографировании в СССР и за рубежом / С.В.Скатерщиков, Е.А.Востокова, А.П.Ворожейкин, Е.Е.Крысина // Обз. информация. М.: ЦНИИГАиК, 1986, 60с.

37. Клещев К.А., Петров А.И., Шеин B.C. Геодинамика и новые типы природных резервуаров нефти и газа. М.:Недра, 1995, 285с.

38. Кабышев Б.П. Закономерности размещения и прогнозирование значительных скоплений нефти и газа в Днепрово-Донецкой впадине. Киев: Наукова думка, 1998, 208с.

39. Кабышев Б.П. История и достоверность прогнозов нефтегазоносности Днепровско-Донецкой впадины (гносеологический анализ). Киев: УкрГГРИ, 2001, 380с.

40. Каламкаров J1.B. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран. М.: Нефть и газ, РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2003, 560с.

41. Калятин O.A., Васин H.A. Термобарическая характеристика Новопортовского месторождения в связи с особенностями его строения // Геологическое моделирование газовых месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1986, с.31-36.

42. Кац Я.Г., Полетаев А.И., Румянцева Э.Ф. Основы линеаментной тектоники. -М.: Недра, 1986, 140с.

43. Клещев К.А., Шеин B.C. Плитотектонические модели нефтегазоносных бассейнов России // Геология нефти и газа. — 2004, №1, с.23-40.

44. Коротков Б.С., Коваленко B.C. Поиск горючих газов на больших глубинах // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. 2003, №8, с. 15-21.

45. Краснопевцев Б.В. Основные события истории фотограмметрии, аэро- и космической съемки в нашей стране после 1917 г.// Геодезия и картография. -2000, № 6, с. 55-61.

46. Кронберг П. Дистанционное изучение Земли: основы и методы дистанционных исследований в геологии. М.: Мир, 1988, 350с.

47. Кузьмин Ю.О. Современная аномальная геодинамика асейсмичных разломных зон // Электронный научно-информационный журнал «Вестник», отд. Наук о Земле РАН. 2002, №1(20), с.27.

48. Кузьмин Ю.О. Современная геодинамика и оценка геодинамического риска при недропользовании. М.: Агентство экономических новостей, 1999, 220с.

49. Кузьминов А.П., Косенков М.М. О некоторых результатах и проблемах наблюдения в условиях космического полета // Материалы III Международного симпозиума по биоастронавтике (16-18 ноября 1964 г.). Сан-Антонио, Техас,1964.

50. Кукушкин Д.А., Ян Г.Х. Некоторые вопросы методики анализа линеаментов (по данным дешифрирования космических снимков) // Исследование Земли из Космоса. 1983, №1, с.51-56.

51. Ласточкин А.Н., Рейнин И.В. Тектоническая интерпретация расчлененности рельефа Западно-Сибирской равнины // Известия всес. географ, общества.- 1970, в. 102, №1, с.3-9.

52. Лебедев А.Н. Основные приемы оценки глубины залегания источников гравитационных и магнитных аномалий // Известия ВУЗов, сер. Геология и разведка. 2001, №2, с.85-92.

53. Леонов Ю.Г. Напряжения в литосфере и внутриплитная тектоника // Геотектоника. 1995, №6, с.3-21.

54. Лопатин Д.В. Геоморфологическое картирование на основе математической обработки многозональных АКС высокого пространственного разрешения // Доклады АН. 1997, т.354, №6, с.813-816.

55. Малышев Ю.Н. Цепная дезинтеграция горных пород. М.: Недра, 1997,

56. Малышев Ю.Н., Сагалович О.И., Лисуренко A.B. Техногенная геодинамика. -М.г Недра, 1996.

57. Махонин В.М. О картировании нижнего структурного этажа на основе использования материалов аэрокосмических съемок // Дистанционные методы при нефтегазопоисковых работах. М.: ИГиРГИ, 1981, с. 120-124.

58. Машимов М.М. Геодезия, геотектоника, сейсмология: предметы и проблемы их взаимодействия // Геодезия и картография. 1995, №11,

59. Мещеряков Ю.А. Рельеф и современная геодинамика. М.: Наука, 1981,390с.

60. Н.А.Крылов и В.А.Сидоров Современная геодинамика осадочных бассейнов — новые критерии прогноза нефтегазоносности // Поиски нефти и газа. М.: ВНИГНИ, 1989, с.34-40.

61. Налиенко В.Н. Новейшая геодинамика и ее отражение в рельефе Украины. -Киев.: Наукова думка, 1992.

62. Некоторые вопросы методики использования космических снимков (по результатам работ на комплексных геологических полигонах) / С.М.Богородский, В.В.Буклин, В.А.Козлов, Л.И.Соловьева // Изв. вузов. Геология и разведка. 1978, №10, с.73-80.

63. Некоторые геодинамические аспекты нефтегазоносности Калифорнии / Дж. Грей, А.Н.Дмитриевский, О.Е.Скира, Ф.С.Ульмасвай // Доклады АН. 1993, т.331, №1, с.69-73.

64. Николаев П.Н. Контрастность тектонических движений и их значение как геологического критерия сейсмичности // Известия ВУЗов, сер. Геология и разведка. -1979, №4, с. 12-24.

65. Новейшая тектоника нефтегазоносных областей Сибири / Под ред. Н.А.Флоренсова, И.П.Варламова. М.: Недра, 1981.

66. Новые данные о геологическом строении Куюмбинского месторождения Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления / В.В.Харахинов, В.Н.Нестеров, Е.П.Соколов, С.И.Шленкин // Геология нефти и газа. 2000, № 5, с. 12-20.

67. Нурмухаметов P.C. Опыт разработки карбонатных коллекторов в НГДУ «Лениногорскнефть» на примере Ромашкинского месторождения // Нефтепромысловое дело. 2001, № 2, с. 8-13.

68. Овчаренко A.B. Компьютерная база геополей Урала информационная основа нового этапа в изучении земной коры региона // Доклады АН. - 1995, т.342, №5, с.675-679.

69. Одесский И.А. Волновые движения земной коры. Л.: Недра, 1972.

70. Опыт исследования напряженно-деформированного состояния Красноленинского свода (Западная Сибирь) / И.С.Грамберг, И.Н.Горяинов, А.С.Смекалов, К.И.Горяинов // Доклады АН. 1995, т.345, №2, с.227-230.

71. Орлова A.B. Блоковые структуры и рельеф. М.: Недра, 1975, 232с.

72. Павлов Ю.А., Колчин С.А., Абросимова О.О. Геологическая структура центральной части Колывань-Томской складчатой зоны // Отечественная геология. -1998, №1, с.26-30.

73. Перспективы поисков углеводородов в зонах разуплотнения угленосных толщ ДДВ и Донбасса / А.Я.Радзивил, А.В.Иванова, В.С.Яцеленко, В.С.Горбенко // Геология и геохимия горючих ископаемых. 1991, в. 76.

74. Перцов A.B. Методологические основы использования материалов дистанционного зондирования в геологии // Отечественная геология. 1999, №6, с.З-9.

75. Петухов A.B. Субвертикальные трещинные зоны как необходимые элементы флюидодинамической модели нефтегазообразования // Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. Мат-лы V международной конференции. 4.2. М.: МГУ, 2000, с.353-355.

76. Петухов A.B. Теория и методология изучения структурно-пространственной зональности трещинных коллекторов нефти и газа. Ухта: Ухтинский государственный технический университет, 2002, 276с.

77. Петухов A.B., Зыков В.А. Отражение тектонической трещиноватости в электрических параметрах пород-покрышек залежей нефти и газа // Доклады АН. -1992, т. 324, №6, с. 1275-1280.

78. Петухов И.М., Бутагина И.М. Геодинамика недр. М.: Недра, 1996, 217с.

79. Подлипский С.Я. О геодезических измерениях движений земной коры // Геодезия и картография. 2002, №5, с. 17-22.

80. Предпосылки формирования крупных и уникальных месторождений газа на арктическом шельфе Западной Сибири / Ф.К.Салманов, А.С.Немченко-Ровенская, Н.Х.Кулахметов, А.В.Рыльков // Геология нефти и газа. 2003, №6, с.2-11.

81. Применение материалов космических съемок при геологических исследованиях плит древних и молодых платформ / Б.Н.Можаев, В.И.Астахов,

82. С.М.Богородский и др. // Науч.-техн. обзор, сер. Общая и региональная геология, геологическое картирование. М.: ВИЭМС, 1978, 47с.

83. Процессы формирования рельефа Сибири / Н.А.Флоренсов, Л.Н.Ивановский, Г.Ф.Уфимцев и др. Новосибирск.: Наука, 1987.

84. Разломообразование в литосфере. Зоны растяжения. /С.И.Шерман, К.Ж.Семинский, С.А.Борняков и др. Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1992, 228с.

85. Разломообразование в литосфере. Зоны сдвига. / С.И.Шерман, К.Ж.Семинский, С.А.Борняков и др. Новосибирск: Наука. Сибирское отделение, 1991,262с.

86. Разломообразование в литосфере. Зоны сжатия. /С.И. Шерман, К.Ж.Семинский, С.А.Борняков и др. Новосибирск: ВО "Наука", Сибирская издательская фирма, 1994, 263 с.

87. Розанов Л.Л. Теоретические основы геотехноморфологии. М.: Недра,1990.

88. Ромашов А.Н., Цыганков С.С. О природе тектонических напряжений в земной коре // Горный журнал. 1996, №7, с.40-44.

89. Рябухина С.Г., Дмитриевская Т.В., Зайцев В.А. Перспективы нефтегазоносности Мезенской синеклизы по неотектоническим данным // Геология нефти и газа. 1997, №6, с. 16-21.с.17-28.

90. Семинский К.Ж. Внутренняя структура континентальных разломных зон. Тектонофизический аспект. Новосибирск: Сибирское отделение РАН, Филиал «Гео», 2003, 244с.

91. Сидоров В.А., Кузьмин Ю.О. Современные движения земной коры осадочных бассейнов. М.: Наука, 1989, 181с.

92. Сидоров М.Н., Чистякова Н.Ф. Распределение запасов жидких и газообразных углеводородов в осадочном чехле Западно-Сибирского НГБ // Геология нефти и газа. 1996, №1, с.36-41.

93. Скоробогатов В.А., Строганов JI.B. Угленосность и газонефтеносность меловых и юрских пород Ямала // Горный вестник. 1998, №1, с.73-76.

94. Скоробогатов В.А., Фомичев В.А. Геологическая модель и условия формирования Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения // Геологическое моделирование газовых месторождений. М.: ВНИИГАЗ, 1986, с.23-31.

95. Скоробогатов В.А., Фомичев В.А. Перспективы нефтегазоносности юрских и меловых отложений Ямала и Гыдана // Геология нефти и газа. 1988, №2, с.1-5.

96. Ш.Смирнова И.О., Русанова A.A. ГИС-технология обработки и интерпретации материалов дистанционного зондирования для изучения тектонических критериев размещения месторождений углеводородов // Отечественная геология. 1999, №6, с.32-40.

97. Современные движения земной коры и нефтегазоносность (на примере Терско-Каспийского передового прогиба) / В.А.Сидоров, С.В.Атанасян, М.В.Багдасарова и др. М.: Наука, 1987, 119с.

98. Соколов Б.А., Абля Э.А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. М.: ГЕОС, 1999.

99. Соколов Б.А., Пийп В.Б., Ефимова Е.А. Строение земной коры Баренцева моря и севера Западной Сибири по сейсмическим данным // Доклады АН, 1995, т.343, №5, с.687-691.

100. Соловьев H.H., Амурский Г.И. Тектонодинамика и нефтегазоносность // Геотектоника. 1984, №1, с.34-45.

101. Соловьев H.H., Кузьминов В.А., Салина В.А. Тектонодинамическая оценка условий нефтегазонакопления // Газовые ресурсы России в XXI веке. М.: ООО «ВНИИГАЗ», 2003, с.377-387.

102. Сондерс Д., Томас Г. Оценка рентабельности использования снимков ЕРТС-А при поисках нефти и других полезных ископаемых // Геологические исследования из космоса. М.: Мир, 1975, с.168-175.

103. Соседков B.C., Четвертных В.П. Строение ачимовской толщи Восточно-Уренгойской зоны по данным сейсморазведки // Геология нефти и газа. 1995, № 2, с. 28-34.

104. Стратегические направления развития газовой геологии и геофизики / В.И.Ермаков, М.Я.Зыкин, Б.С.Коротков и др. // Наука о природном газе. Настоящее и будущее. М.: ВНИИГАЗ, 1988, с.34-44.

105. Строение нефтегазоносных областей СССР (с учетом аэрокосмогеологических исследований). М.: Наука, 1985, 104с.

106. Строение Туранской плиты по данным комплексной интерпретации геолого-геофизических и космогеологических исследований / С.М.Богородский, В.П.Гаврилов, Л.Г.Кирюхин и др. // Известия ВУЗов. Геология и разведка. 1973, №7, с.97-111.

107. Такранов P.A. Геологические и природные факторы эндогенных пожаров на угольных карьерах. Обз. инф. Геол., методы поисков, разведки и оценки месторожд. топлив.-энерг. сырья. АОЗТ «Геоинформмарк», №3, 2000, с. 1-68.

108. Талицкий В.Г. Новые подходы к моделированию геологической среды // Геотектоника. 1994, №6, с.78-84.

109. Талицкий В.Г., Галкин В.А. Экспериментальное изучение деформаций структурированных сред в приложении к механизмам тектогенеза // Геотектоника. -1997, №1, с.82-89.

110. Тектоническая карта нефтегазоносных территорий СССР. М 1:2500000 / Гл. редактор В.В.Семенович. М.: Министерство геологии СССР, 1983.

111. Улыбин O.A., Трунов В.П. Роль разломов в формировании скоплений УВ и сопутствующих им зон АВПД (на примере Тимано-Печорской и ЗападноСибирской плит) // Геология нефти и газа. 1992, №1, с.28-31.

112. Флоренская Т.В. Соотношение геофизических полей и космических изображений в южной части Сибирской платформы // Исследования природной среды космическими средствами. Геология и геоморфология. Т.5. М.: Наука, 1976, с.250-260.

113. Флоренский П.В. Использование космических съемок при поисках нефти и газа// Аэрокосмические исследования Земли. М.: Наука, 1979, с.286-297.

114. Флоренский П.В. Применение космических исследований при изучении нефтегазоносных территорий (на примере Туранской плиты) // Принципы нефтегеологического районирования в связи с прогнозированием нефтегазоносности недр. М.: Недра, 1976, с.229-238.

115. Флоренский П.В., Дмитриевский А.Н., Скворцов И.И. Дистанционные исследования в комплексе нефтегазопоисковых работ // Космическая информация в геологии. М.: Наука, 1983, с.413-415.

116. Фомичев В.А. Условия формирования и перспективы газонефтеносности берриас-ранневаланжинских отложений на севере Западной Сибири // Науч.-техн. обзор, Сер. Геология и разведка газовых и газоконденсатных месторождений. М.: ИРЦ Газпром, 2000, 66 с.

117. Хаин В.Е., Соколов Б.А. Роль флюидодинамики в развитии нефтегазоносных бассейнов // История нефти в осадочных бассейнах. М.: АО «Интерпринт», 1994, с. 133-146.

118. Ханин A.A. Породы коллекторы нефти и газа нефтегазоносных провинций СССР. М.: Недра, 1973, 304с.

119. Ханин A.A. Терригенные породы-коллекторы нефти и газа на больших глубинах. М.: Недра, 1979, 140с.

120. Хренов H.H. Основы комплексной диагностики северных трубопроводов. Аэрокосмичские методы и обработка материалов съемок. М.: Газойл пресс, 2003, 352с.

121. Царев В.П. Особенности нефтегазообразования в зонах тектоносейсмической активации / Отв. Ред. О.Л. Кузнецов. Новосибирск: Наука, 1988, 192с.

122. Черский Н.В., Царев В.П. Влияние слабых акустических полей на преобразование ископаемого органического вещества // Геология и геофизика. 1977, № 12, с.88-98.

123. Черский Н.В., Царев В.П. Роль механических сил в инициировании физико-химических процессов в недрах Земли // Методы прикладной математики в геологии и геофизике. Якутск: 1980, с.77-82.

124. Шаблинская Н.В. Разломная тектоника Западно-Сибирской и Тимано-Печорской плит и вопросы нефтегазоносности палеозоя. — Л.:Недра, 1982, 155с.

125. Шевченко Л.А. Расчет производительности скважин по фильтрационным характеристикам угольного пласта // Известия ВУЗов. Горный журнал. 2000, № 5, с.15-20.

126. Шеин B.C. Изучение геологии и геодинамики нефтегазоносных бассейнов // Геология нефти и газа. 1993, №7, с.17-26.

127. Юськевич A.B. Государственному предприятию Аэрогеодезия 80 лет // Геодезия и картография. - 2000, № 6, с. 1-4.

128. Simpson C.J. Landsat: developing techniques and applications in mineral and petroleum exploration. BMR J. Austral. Geophys. And Geophys.1978, vol. 3, p.181-191.

129. Lillesand,T.M., R.W.Kiefer. Remote Sensing and Image Interpretation. New York: John Wiley @Sons., 1995

130. ERDAS Field Guide. Atlanta, Georgia: ERDAS, Inc., 1999.

Информация о работе

Кузьминов, Валерий Александрович
кандидата геолого-минералогических наук
Москва, 2004
ВАК 25.00.12

Диссертация

Прогноз тектогенной неоднородности нефтегазоносных юрских и неокомских пород севера Западной Сибири с использованием материалов спутниковых съемок - тема диссертации по наукам о земле, скачайте бесплатно

Автореферат

Похожие работы