- •Вопрос 1. Региональная тектоническая позиция нефтегазоперспективных территорий.
- •Вопрос 2. Седиментационные бассейны, их типы, соотношения с синеклизами.
- •Вопрос 3. Синеклизы – важнейшие для нефтегазообразования структуры платформенных регионов, принципы их выделения.
- •Вопрос 4. Разновидности границ синеклиз со смежными крупнейшими структурами.
- •Вопрос 5. Принципы выделения пликативных структур по опорным горизонтам, морфологические типы пликативных структур.
- •Вопрос 7. Дизъюнктивные дислокации платформенных нефтегазоносных территорий.
- •Вопрос 8. Взаимосвязь пликативных и дизъюнктивных дислокаций.
- •Вопрос 9. Статистический анализ дизъюнктивов как основа прогноза погребенных поднятий.
- •Вопрос 11. Связь нефтегазоносности с региональными тектоническими особенностями.
- •Вопрос 12. Влияние морфологии пликативных структур на миграцию углеводородов, формирование и разрушение залежей.
- •Вопрос 13. Влияние истории формирования пликативных структур на миграцию ув, формирование и разрушение их скоплений.
- •Вопрос 14. Дизъюнктивные дислокации, методы их выделения и прослеживания.
- •Вопрос 15. Влияние дизъюнктивных нарушений на нефтегазоносность.
- •Вопрос 16. Значение рифтогенеза для формирования седиментационных бассейнов и их нефтегазоносности.
- •Вопрос 17. Роль траппового магматизма в формировании структурного плана вмещающих пород.
- •Вопрос 18. Влияние траппового магматизма на образование и миграцию углеводородов, формирование и разрушение их скоплений.
- •Вопрос 19. Комплексный анализ тектонических предпосылок нефтегазоносности, использование эвм и аппарата распознавания образов для прогноза.
- •Вопрос 20. Основные принципы составления специализированных на нефть и газ тектонических карт, содержание их легенд
- •Вопрос 21. Тектоническое районирование нефтегазоперспективных территорий.
- •Вопрос 22. Структурно-формационные особенности чехла Сибирской платформы
- •23. Нефтегазоносные провинции и области Сибирской платформы, их границы, основные структурно формационные особенности.
- •Вопрос 24. Структурные ярусы чехла Сибирской платформы и связь с ними нефтегазоносности.
- •Вопрос 25. Тектонические предпосылки образования и накопления углеводородов в Лено-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 26. Тектонические предпосылки образования и накопления ув в Хатанго-Вилюйской нгп.
- •Вопрос 27. Тектонические основы нефтегазогеологического районирования Ленно-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 28. Тектонические основы нефтегазогеологического районирования Хатангско–Вилюйской нгп.
- •Вопрос 29. Распределение траппов в платформенном чехле Лено-Тунгусской нгп и их возможное влияние на нефтегазоносность вмещающих пород.
- •Вопрос 30. Основные типы ловушек и зон накопления ув в платформенном чехле Ленно-Тунгусской нгп.
- •Вопрос 32. Тектонические основы выделения основных зон нефтегазонакопления в верхнеюрско-меловых отложениях Западно-Сибирской нгп.
- •Вопрос 33. Предпосылки формирования зон нефтегазонакопления в триас-среднеюрских отложениях Западно-Сибирской нгп.
- •Вопрос 34. Роль рифтогенеза в истории тектонического развития и нефтегазообразования Западно-Сибирской плиты.
- •Вопрос 35. Основные типы ловушек ув в Западно-Сибирской нгп
- •Вопрос 36. Региональные тектонические особенности Прикаспийской нгп
- •Вопрос 37. Тектонические основы районирования Прикаспийской нгп
- •Вопрос 38. Региональные тектонические особенности Тимано-Печорской нгп.
- •Вопрос 39. Тектонические основы районирования Тимано-Печорской нгп.
- •Вопрос 40-41. Региональные тектонические особенности Днепрово-Припятской нгп.
Вопрос 12. Влияние морфологии пликативных структур на миграцию углеводородов, формирование и разрушение залежей.
Региональная миграция углеводородов, а также их распределение во многом зависит от морфологии и постседиментационном изменении бассейна. Особое внимание следует уделить морфологии и истории формирования современных границ седиментационного бассейна, т.к. от их границ во многом зависит возможность образования литолого-стратиграфических и тектонически-экранированных залежей и зон накопления нефти и газа.
Сейчас принято условно разделять территорию исследования на зоны преимущественного нефтегазообразования и зоны преимущественного нефтегазонакопления. К первым обычно относят крупные и средние отрицательные структуры, т.к. в их пределах мощные толщи раньше достигают зоны интенсивного нефте- и газообразования. По восстанию проницаемых горизонтов, образовавшиеся в пределах отрицательных структур УВ перемещаются в сторону соседних поднятий. При наличии горизонтов с хорошими экранирующими свойствами на территории крупных поднятий формируются крупные зоны нефте- и газонакопления. Объем накапливающихся в подобной зоне УВ во многом зависит от ориентировки последней относительно направления их миграции. При равных площадях набольшее количество УВ должны улавливать поднятия параллельные фронту движения флюидов.
Количество УВ, поступающих в зону нефтегазонакопления, определяется также ее положением относительно смежных крупных отрицательных структур (чем больще отрицательных структур окружает поднятие (при прочих равных) – тем больше будет улавливаться флюида).
Но не всегда зоны нефтегазонакопления крупными и средними замкнутыми поднятиями.
Во многих бассейнах накопление УВ происходит в пределах незамкнутых, а иногда и отрицательных структур, что вызвано литологическими и гидрологическими условиями миграции, концентрации и сохранности УВ.
При всем этом в любой ситуации морфология пликативных дислокаций нефтегазоносных комплексов является не маловажной для процесса миграции УВ.
Сохранность УВ во многом зависит от осложненности пликативных структур дизъюнктивными нарушениями
Вопрос 13. Влияние истории формирования пликативных структур на миграцию ув, формирование и разрушение их скоплений.
Морфология седиментационного бассейна и история его геологического развития играют большую роль не только в образовании, но и в региональной миграции и распределении УВ. Латеральная миграция УВ по восстанию пластов-коллекторов во многом определяется особенностями регионального структурного плана. Поэтому динамика процессов миграции в конседиментационном бассейне испытывает существенные изменения в период формирования постседиментационного бассейна. Учет этих изменений крайне важен при изучении закономерностей распределения залежей нефти и газа. Особое внимание следует обращать на морфологию и историю формирования современных границ седиментационного бассейна, так как от их морфогенетического типа во многом зависит возможность образования литолого-стратиграфических и тектонически экранированных залежей и зон накопления нефти и газа. История геологического развития седиментационного бассейна определяет также и количество крупных региональных перерывов.
Анализ связей нефтегазоносносности с различными параметрами пликативных и дизъюнктивных дислокаций, осложняющих седиментационные бассейны, имеет длительную историю. В настоящее время принято условно разделять изучаемую территорию на зоны преимущественного нефтегазообразования и зоны преимущественного нефтегазонакопления. К первым обычно относятся крупные и средние отрицательные пликативные структуры, в пределах которых мощные толщи осадочных пород раньше, чем на смежных поднятиях, вступают в зону интенсивного нефте- и газообразования. По восстанию проницаемых горизонтов образовавшиеся в пределах отрицательных структур УВ перемещаются в сторону соседних поднятий. При наличии горизонтов с хорошими экранирующими свойствами на территории крупных поднятий накапливаются огромные массы нефти и газа, образуются крупные зоны иефтегазонакопления. Как показали проведенные нами совместно с Ф. Г. Гурарн и К. И. Микуленко исследования, объем накапливающихся в подобной зоне УВ во многом зависит от ориентировки последней относительно направления их миграции. При равных площадях наибольшее количество УВ должны улавливать поднятия, ориентированные параллельно фронту движения флюидов. Так как последнее обычно направлено от центра впадин к их бортам, то крупные положительные структуры, примыкающие к этим бортам и вытянутые вдоль них, оказываются в наиболее благоприятных условиях.
Количество УВ, поступающих в зону преимущественного нефтегазонакопления, в значительной мере определяется ее положением относительно смежных крупных отрицательных структур. Наибольшее количество флюидов (при прочих равных условиях) будет улавливаться теми поднятиями, которые окружены не одной, а несколькими крупными зонами преимущественного нефтегазообразования. Однако не всегда зоны нефтегазонакопления контролируются крупными или средними замкнутыми поднятиями. Во многих бассейнах, как показали исследования А, А. Бакирова, А. И. Леворсева, Н. А. Крылова и других исследователей, накопление УВ происходит в пределах незамкнутых поднятии и даже отрицательных структур, что вызнано спецификой литолого-фациальных и гидрогеологических условий миграции, концентрации и сохранения нефти и газа.
Обобщая опыт изучения многих седиментационных бассейнов мира, многие геологи-нефтяники обращали внимание на существенное влияние на нефтегазоносность истории формирования дислокаций различных порядков. Это подтверждено на примере хорошо изученных структур мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской плиты. При этом оказалось, что особенно благоприятными для нефтегазонакопления являются поднятия, испытавшие активный рост в период седиментации осадков. Роль таких поднятий в образовании скоплений нефти и газа определяется тем, что конседнментационный структурный план, контролируя в значительной мере пространственные закономерности изменения гранулометрического состава осадков, во многом предопределяет мощность, качество и латеральную выдержанность горизонтов коллекторов и экранов. Не безразлична для формирования скоплений нефти и газа и постседиментационная тектоническая история структур. Нередко последующие тектонические движения приводят к существенным перестройкам структурного плана, что на участках с благоприятными конседиментацнонными условиями скопления УВ практически отсутствуют.
Весьма важным для нефтегазоносности этапом в истории формирования дислокаций является неотектонический. При этом оказывается, что слабая интенсивность неотектонических движений неблагоприятна для накопления УВ, а чрезмерно высокая приводит к разрушению залежей. В зависимости от тектонической природы бассейнов и направленности неотектоническнх движений С. К. Горелов и Л. Н. Розанов (1977 г.) различают определенную структурную дифференциацию размещения скоплений нефти и скоплений газа. На молодых платформах с преобладающей тенденцией к опусканию нефть накапливается в наиболее погруженных, а газ — в относительно приподнятых структурах. На преимущественно поднимающихся в новейшее время древних платформах накопление газа происходит в наиболее опущенных, а нефти — в занимающих среднее положение структурах, в то время как резко приподнятые зоны оказываются малоперспективными.
На отрицательном эффекте интенсивных новейших поднятий акцентирует внимание и В. Д. Козырев (1977 г.), отмечая при этом, что существует много не только месторождений, но и НГБ, поверхность которых, а иногда и подошва расположены высоко над уровнем моря В. Д. Козырев подчеркивает слабую расчлененность рельефа высоко приподнятых бассейнов, что способствовало сохранению залежей. Интересен факт обнаружения крупных нефтяных залежей в области сильно расчлененного рельефа.
Кроме связи нефтегазоносности с неотектоническими движениями положительного или отрицательного знаков в ряде районов установлена приуроченность скоплений УВ к относительно высокоградиентным зонам современных вертикальных движений. Например, на территории Европейской части СССР много месторождений нефти и газа сосредоточено в пределах таких зон, которые разграничивают блоки с различной интенсивностью новейших тектонических движений и разными геолого-геофизическими характеристиками.
В итоге можно сказать, что к числу наиболее благоприятных для накопления нефти и газа в пределах антиклинальных ловушек относятся порядка десяти характеристик самих ловушек, а также поднятий I и II порядков, на территории которых они расположены. Среди них следует отметить:
1. активный рост поднятий I порядка в период отложения нефтегазоносного комплекса и в новейшее время и умеренный — непосредственно после накопления продуктивных осадков;
2. активный рост поднятии II порядка в новейшее время;
3. высокая устойчивость тектонического развития антиклинальной ловушки при большой и низкая — при малой ее амплитуде по кровле нефтегазоносного комплекса.