- •Министерство образования и науки российской федерации
- •1. Краткие сведения о геологии и нефтегазоносности территории западной сибири
- •Краткое геологическое строение Западно-Сибирской
- •Стратиграфия мезозойско-кайнозойских отложений.
- •1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
- •1.3 Геолого – физические характеристики продуктивных пластов
- •1.4 Состав и физические свойства нефтей
- •1.5 Состав и свойства углеводородных газов
- •1.6 Пластовые воды нефтяных и газовых месторождений
- •1.6.3 Молекулярно - поверхностные свойства системы "нефть - газ - вода"
- •1.7 Строение залежей углеводородов месторождений Западной Сибири
- •1.8 Классификация ресурсов и запасов нефти и газа
- •2. Разработка нефтяных и газовых месторождений
- •2.1 Геолого - геофизические проблемы разработки нефтяных и
- •2.2 Изучение залежей в процессе геологоразведочных работ
- •2.3 Методы изучения залежей нефти и газа
- •2.4 Интегрированный анализ геолого-геофизической информации
- •2.5 Обработка и интерпретация геолого-геофизической информации
- •2.6 Изучение газожидкостных контактов
- •2.7 Гидродинамические характеристики залежей (текста нет!)
- •2.8 Подсчет запасов нефти и газа
- •2.9 Проектирование разработки нефтяных иесторождений
- •2..9.1 Силы, действующие в продуктивном пласте
- •2.9.2 Режимы работы залежей
- •2.10 Размещение нагнетательных скважин
- •2.11 Геолого - геофизические основы выделения эксплуатационных объектов на многопластовых нефтяных месторождениях
- •2.12 Принципиальные особенности проектирования
- •2.13 Системы разработки и принципы выбора метода
- •2.14 Системы разработки нефтяных месторождений
- •2.15 Физические основы вытеснения нефти водой
- •2.15.2 Анализ выработки запасов нефти
- •2.16 Построение геолого - технических моделей
- •2.16.7 Рекомендации по созданию и использованию постоянно действующих геолого-технических моделей
- •2.17 Повышение продуктивности скважин и нефтеотдача пластов
- •2.18 Методы повышения нефтеотдачи пластов
- •Уплотнение сеток скважин в процессе разработки месторождений. Плотность сетки скважин (пcc) - это отношение площади залежи f к числу скважин n.
- •2.18.2 Физико-химические методы увеличения нефтеотдачи пластов
- •Неионогенными пав
- •2.21.5 Техногенные факторы, влияющие на доизвлечение
- •3.1 Условия залегания углеводородов и типы газовых залежей
- •Фазовые состояния и превращения углеводородных систем
- •3.3 Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •3.4 Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.5 Основные принципы проектирования разработки
- •3.5.1 Анализ разработки газовых и газоконденсатных месторождений на основе эволюционного моделирования
- •3.6 Особенности разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •3.6.1 Прогнозирование добычи газа и конденсата
- •3.7 Методы изучения газоконденсатной характеристики месторождения
- •3.7.1 Применение различных методов классификации
- •3.8 Повышение конденсатоотдачи нефтеконденсатных залежей
- •3.9 Оценка начальных и текущих запасов газа
- •3.9.1 Учет объемных и динамических характеристик залежи
- •3.10 Методы геолого - гидродинамического моделирования
- •3.10.1 Системный подход к стратегии эффективной разработки
- •3.10.3 Критерии оптимизации размещения кустов эксплуатационных скважин
- •3.11 Совершенствование методов газогидродинамического моделирования режимов работы газовых скважин
- •3.11.1 Теоретические аспекты моделирования газогидродинамических систем
- •3.12 Принципы построения и инициализации газогидродинамически
- •V. Промыслово-геофизический системный
- •5.1 Понятие системного контроля
- •5.2 Этапность и периодичность исследований и их комплексирование
- •5.3 Решение задач системного контроля
- •5.4 Обеспечение оценок выработки запасов и их подтверждаемость
- •5.5 Планирование и организация системы мониторинга
- •Vι. Системообразующая интерпретация и динамический анализ при геомониторинге и геомоделировании залежей углеводородов
- •6.1 Принципы интерпретации и динамического анализа
- •6.2 Задачи системообразующей интерпретации и динамического
- •Литература
1.2 Тектоническое строение платформенного мезозойско-кайнозойского чехла Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции
В тектоническом отношении Западно-Сибирская плита разделяется на три крупных надпорядковых региональных тектонических элемента – Внешний пояс, Центральную и Северную тектонические области.[1]
На территории Внешнего тектонического пояса преобладают незамкнутые и полузамкнутые структуры различных порядков. Впадины развиты меньше и их суммарная площадь не превышает 20 – 25% от общей территории Внешнего пояса.
В Центральной тектонической области преобладают замкнутые структуры I и II порядка типа сводов, мегавалов, валов, куполовидных поднятий, мегавпадин, мегапрогибов, впадин и прогибов. Своды и мегавалы имеют амплитуду по поверхности фундамента до 400 – 600м, при этом вверх по разрезу их амплитуда уменьшается примерно в 10 раз по отложениям верхнего мела и палеогена. Площадь положительных структур составляет около 40% от всей территории области.
В Северной тектонической области отмечаются наиболее резкие перепады глубин до фундамента и характерны замкнутые крупные структуры I и II порядка типа валов, мегавалов, мегапрогибов и прогибов. Амплитуда их по поверхности фундамента достигает до 1000 – 1500м. В этой области под юрскими отложениями расположены пермо – триасовые отложения значительной толщины. Площадь поднятий составляет около 20% от всей территории области.
Все известные локальные поднятия во Внешнем тектоническом поясе и Центральной и Северной областях являются конседементационными. В большинстве случаев рост их постепенно замедляется вверх по разрезу.
Дизъюнктивная тектоника плиты изучена меньше, чем пликативная. Основной причиной является их слабая выраженность в осадочном чехле, а также наличие рыхлых молодых отложений, исключающих изучение нарушений путём непосредственных наблюдений в естественных обнажениях. Между тем дизъюнктивная тектоника оказывает определённое влияние на размещение залежей нефти и газа в этом регионе. При изучении нефтегазоносности очень важно знать, проявляются ли разрывные нарушения только в фундаменте или проникают (и насколько) в осадочный чехол. Во Внешнем поясе и Центральной области амплитуда нарушений не превышает 100м. В Северной области амплитуда нарушений увеличивается до 300м и более. Поверхность фундамента Западно-Сибирской погружается от районов обрамления к центральным и северным районам.
В Центральной тектонической области выделяются Ханты – Мансийская, Юганская и Нюрольская мегавпадины с глубинами залегания фундамента до 3,6 – 4,0км и амплитудой 0,5 – 0,7км. Сургутский свод по поверхности фундамента выделяется в виде небольшой замкнутой зоны, оконтуренной изогипсой - 3,0км на территории около 20тыс. км2. Нижневартовский свод по поверхности фундамента оконтуривается изогипсой – 2.9км на территории также около 20тыс. км2. Хорошо выделяются Александровский и Средневасюганский мегавалы, которые объединяются в крупный выступ, раскрывающийся в южном направлении.
Северная тектоническая область обособляется зоной больших глубин, оконтуренных изогипсой – 3,5км. В Усть – Енисейском и Пурском мегапрогибах и Большехетской мегавпадине кровля заводоуковской серии залегает на глубинах 4,6 – 5,3км, в Сеяхинском мегапрогибе – на глубине 4,2 – 4,3км.
Территория Внешнего тектонического пояса по кровле заводоуковской серии представляет собой систему моноклиз и выступов, постепенно погружающихся в Приуральской, Казахстанской, Барабинско – Кулундинской и Таймырской зонах и более крутым падением слоёв в Новоземельской, Алтае – Саянской и Приенисейской зонах. На фоне моноклинального погружения выделяются Ляпинский мегапрогиб глубиной до 1,7км и амплитудой 0,25км, Тегульдетская мегавпадина глубиной до 1,7 – 1,18км и ряд других, более мелких, стуктур.
На территории Внешнего тектонического пояса сохраняется система моноклиз и выступов, но площадь пояса несколько смещается в сторону центральной части равнины, особенно в южной части Приуральской зоны, Казахстанской, Барабинско – Кулундинской и Алтае – Саянской зонах.
По кровле саргатской серии зона сравнительно больших глубин от Северной области распространяется на юг вдоль Надымской мегавпадины, Пурского мегапрогиба, оконтуриваясь изогипсой – 2,0км. От Уренгоя на севере до Новомолодёжной структуры на юге выделяется зона линейно вытянутых крутых валов.
По кровле покурской серии Северная область окончательно разделяется на две зоны: северную с глубинами 1,3 – 1,4км и Надым – Пурскую с глубинами 1,6 – 1,7км.
В Центральной области по кровле покурской серии исчезают Ханты – Мансийская и Нюрольская мегавпадины. Ханты – Мансийская мегавпадина сохраняется в виде залива, погружающегося на север, осложнённого мелкими впадинами глубиной до 1,1км. Сургутский свод обособляетсяв в виде крупного поднятия, оконтуренного изогипсой 1км с амплитудой 150км. Нижневартовский свод также сохраняется в прежних границах, но амплитуда его уменьшается. Александровский и Васюганский мегавалы объединяются в линейно вытянутую узкую структуру, оконтуренную изогипсой 0,7км.
Территория Внешнего тектонического пояса сохраняется в виде систем моноклиналей и выступов, но наблюдается расширение их в сторону центральных частей равнины, особенно в Алтае – Саянской и Чулым – Енисейской зонах.
Таким образом, в целом для всей территории Западно – Сибирской плиты отмечается постепенное смещение центров прогибания от северных районов в триас – юрское и нижнемеловое время в южные районы в палеоген – неогеновое время (А.Э. Конторович, И.И. Нестеров, Ф.К. Салманов и др., 1975г.) [1].
Геологическое районирование территории Западной Сибири. В настоящее время на территории Западной Сибири (Тюменская, Томская, Новосибирская области и север Красноярского края) выделено 11 нефтегазоносных областей (НГО) и 44 нефтегазоносных района (НГР) (рис. 1.1, 1.2). Выделение НГО и НГР производилось на основе изучения геологического стоения площадей, нефтегазоносных комплексов, условий осадконакопления, детальной корреляции и стратификации разрезов по данным палеонтологических и палинологических исследований, идентификации залежей углеводородов, насыщающих продуктивные пласты флюидов.
Многие исследователи к вопросам классификации залежей и месторождений углеводородов подходят как с генетических, так и с морфологических позиций.
Первая классификация месторождений нефти и газа Западной Сибири была разработана известным геологом, д.г. – м.н. Ф.К. Салмановым в 1974 г.
Рисунок 1.1 – Нефтегазоносные области ЗСНГП
Рисунок 1.2 – Нефтегазоносыне работы ЗСНГП