5.5. Термобарические условия, их влияние на формирование залежей нефти и газа.

Основными источниками энергии в пластах являются: напор краевой воды, подошвенной воды, газа газовой шапки, давление растворенного в нефти газа, сила тяжести, упругость пласта и насыщающих его флюидов. Таким образом, энергетические ресурсы нефтеносного пласта характеризуются существующим в нём давлением. Чем выше давление, тем больше при прочих равных условиях запасы энергии и тем полнее может быть использована залежь нефти.

Систематическое изучение пластового давления имеет большое практическое значение, так как эксплуатационная и гидродинамическая характеристика пласта и содержащихся в нём жидкостей и газов в значительной мере зависят от изменения пластового давления.

Пластовое давление определяет состояние жидкости, а также тот запас естественной энергии, в результате использования которого пластовые жидкости извлекаются на поверхность.

Горное давление – вес столба пород, способствует изменению коллекторских свойств, выжатию из нефтематиринских пород УВ в породы коллекторы. Пластовое давление предопределяет всю гидродинамическую систему внутри пласта: идет миграция из мест с большим давлением в места с меньшим. АВПД и АНПД называются давления в 1,3-1,5 раза превышающие пластовое, данные давления все затармаживают, консервируют коллектора. Одним словом все давления (пластовое, горное, геостатич, АВПД, АНПД, приведенное (- давление, которое приводится на какую-то плоскость, смотрят куда смещаются залежи нефти)) влияют на коллекторские свойства. С глубиной растет и давление, которое приводит к изменению интенсивности генерации УВ, разница давлений приводит к миграции как внутри пор (глин) так и по пласту.

Аномально высокое давление в пласте сдвигает процесс генерации УВ с в сторону увеличения интенсивности жидких УВ. Поэтому во всех закрытых системах, характеризующихся высоким пластовым давлением, преобладает преобразование нефти. АВПД способствует улучшение коллектора – разуплотнению. Высокие горные давления способствуют ухудшению.

При оценке перспектив н/г – ности строят карты давлений для конкретного горизонта, приведенных давлений, карты отношений Рн/Рпл (по мере увеличения этого отношения увеличиваются перспективы поиска газа), строят карты для определения движения пластовой воды, пъезометрических уровней (очень важно для определения миграции и для генерации ловушек, которые вмещают залежи нефти и газа).

Давление. Начальное пластовое давление Рплнач - Р в нефтяной газовой залежи, которое фиксируется при вскрытии водоносных, нефтеносных, газоносных пластов. Геостатическое Р (горное) –Р веса вышележащих горных пород. Геотектоническое Р – Р создаваемое при деформации горных пород.

Гидростатическое Р- Р создаваемое весом столба жидкости. Рпл приблизительно равно Р гидростат. Рпл = Hводы/10 Мпа Причины АВПД высокое Геостатическое Р, низкое Гидростатическое Р, наличие связи с вышележащими пластами имеющими высокое Рпл, подъем залежи с высоким Рпл на более высокие гипсометрические отметки за счет тектонических движений либо опускания либо поднятия земной поверхности. АВПД способствует раскрытию трещин, разуплотнению пород, улучшению колл. св-в, но с ним трудно бурить.

Приведенное Рпл - Рпл которое пересчитывается на какую-нибудь поверхность (начальное положение ВНК). Если ВНК наклонный – берется сред отметка его положения и по ней пересчитываются все Рпл замеренные в скважинах. Когда высота Н,Г залежи очень большая(200-300 м и более) Рпл пересчитывается на горизонтальную плоскость, проходящую по середине этой залежи. Рпл привед = Рз + Ннефти / 10 Рз –Р замеренное,

Н – глубина в абсолютных отметках, нефти – плотность нефти в пластовых условиях. Если ниже ВНК то Рпл привед = Рз - Нводы / 10 .

АВПД препятствует уменьшению пористости (противодействует уплотнению, тормозит процессы катагенетического минералообразования) и является причиной образования вторичной емкости (растворение под давлением, трещеноватость, разуплотнение пород). Одной из причин АВПД является наличие землетрясений в процессе которых происходит выветривание массы горных пород за счет этого гидродинамическая связь увеличивается, в пределах залежи и в ближних слоях дебиты Н  и Г увеличиваются в 2-3 раза, подъем залежи с высоким Р_пл  на более высокие гипсометрические отметки за счет тектонических движений либо опускания, либо поднятия земной поверхности. Роль АВПД  его появление –осложнения при бурении и затрудняет разведку Н и Г местор- й, т.к.  нужно применять утяжеленные глинистый растворы , что затрудняет создание сплошного цементного камня в затрубном пространстве тем самым способствует прорыву вод. Еще проникая в поры пласта, утяжеленный глинистый раствор создает неблагоприятные условия для испытания пластов, т.к. нужно создавать значительные депрессии в скважинах, что может привести к слому эксплуатационной колонны.

Температураявляется необходимым условием всех геологич. процессов в т.ч. генерации УВ. Абсолютные значения температуры в пласте замеряются термометром (важно время выстаивания скв. после бурения) – точечные замеры. Замеры температуры по всему разрезу скв. проводится геофизическими приборами – термометрия. Вычисляются такие параметры: геотермический градиент- изменение тем-ры на 100м. Геотермическая ступень – кот. показывает через сколько м изменяется тем-ра. Тепловой поток- произведение геотермического градиента и теплопроводности пород, измеряется Вт* м2. Тем-ра влияет на интенсивность генерации УВ из ОВ, ускоряет все процессы, влияет на коллекторы.

Данные термических исследований могут быть широко использованы для изучения не только разрезов скважин и выявления в них нефтеносных, г-носных и в-носных пластов, но и геологического строения нефтяного месторождения в целом.

Установлено, что в зонах затруднённого водообмена величина геотремической ступени в водоносном комплексе зависит от его гипсометрического положения. Если водоносный комплекс имеет низкую отметку, то величина геотермической ступени будет наименьшей и наоборот. По карте геоизотерм можно судить о затухании подземного стока вследствие ухудшения проницаемости песчаников, а также наблюдать за динамикой и направлением движения подземных вод.

Другой учёный указал, что величина геотермического градиента возрастает в антиклинальных зонах и уменьшается в синклинальных. Таким образом антиклинали являются зонами повышенной температуры, а синклинали – зонами пониженной температуры.

Физическое состояние и свойства нефти (вязкость , пов натяжение, способность поглащать газ) резко меняются с изменением температуры, а следовательно, изменяется и способность нефти двигаться по пласту к забоям скважин.

Палеотемпература во всех странах замеряется по изотопам О₁₈ и О_{16. .} Его извлек. из карбонатных отложений. Есть спец.графики, отражающие связь современной темпер.и палетемпературы. Таким образом, при прогнозных и поисковых работах важно знать не только максимум палеотемпературы, до которой нагревались осадки, но и изменение температуры во времени. Если максимум палеотемпературы оценивается по степени зрелости органического вещества (отражающая способность витринита), то изменение палеотемпературы во времени может быть определено только трековыми датировками (FT-dating).

В общих случаях скорость химической реакции с повышением температуры на 10°С увеличивается в два-четыре раза. Понижение температуры среды существенно тормозит не только физико-химические, но и биохимические процессы, связанные с деструкцией и трансформацией углеводородов. Интенсивность разрушения углеводородов зависит также от изменения солености среды.

5.6. Подземные воды нефтегазоносных бассейнов, их роль в процессах нефтегазообразо-

вания.

Воды г. п. по своему генезису:

• эндогенные (хим реакции в г п)

• экзогенные (седементационные, инфильтрационные)

Их роль при формировании УВ различна, но главная роль в первичной миграции УВ из нефтемат пород в коллектор принадлежит экзогенным водам, также в переформировании и разрушении залежей. Также большую роль играют иллизионные воды в миграции.

Вода по физическому состоянию бывает: физически связанная, химически связанная и свободная.

По классификации Сулина выделяют воды 4 типов, наиболее благоприятными из них являются хлоридно-кальциевые и гидрокарбонатно–натриевые свидетельствующие о застойном режиме. Неблагоприятны пресные воды. Инфильтрационный режим (когда вода поступает в залежь извне) неблагоприятен.

Благ показатели:

• наличие в воде раствор УВ газа (тяж УВ)

• Рнас>Ргидрост, с выс конц в газе тяж УВ

• Замкнутость гидрогеол сис-мы

• Чем больше метаморфизм вод тем круче

• Наличие элизионных вод (>лучше)

• Малое содержание сульфатов

• Малое совместное содержание азота и кислорода

• Растворенное органическое в-во

Условия благоприятные для формирования и сохранения залежи:

• Аквабитумоиды

• Бензолы

• Бутан, пентан (тяжелые гомологи)

• Комплекс металлов в воде (Ni, Li, Ti, Mo …)

Происхождение воды: - элизионные – захороненые вместе с осадками и инфильтрационные – внедрившиеся после осадконакопления(неблагоприятны), - ювинильные – пришедшие из мантии. Когда смеш-ся элизионные и инфильт.воды обр-ся гидравл.барьеры полож-но влияющие на форми-ние залежей.

Для обр-ния нефти большое знач-е имеет рН (7-нейтрал.среда, >7 щелочная , <7 кислая) и мин-ция воды: д/н 5-350 г/л, воды с М<1-3 – инфильтрационные.

Локальный прогноз проводится по комплексу гидрогеохимических показателей, которые отличаются для каждого бассейна (в ЗС основным показателем является ароматические УВ (фенолы, бензолы)). Они обладают самой высокой способностью растворяться. Ореол рассеивания УВ(1-2км – ореол действия залежи на воду)

Давление насыщения: если оно увеличивается и стремится к давлению пластовому, то это однозначно указывает на наличие газовых м/р в бассейне. Но если давление насыщения меньше пластового, то нельзя однозначно сделать вывод. Исп-ют отно-ия УВ газов/азоту; С₂/С₁; С₃/С₂.

Вода с азотом, кислородом - неблагоприятная для нефтегазообразования, высокая газонасыщенность (этан, бутан, пропан – тяжелые УВ. Эти компоненты поступают в воду только из нефти.) очень благоприятна. Малое содержание УВ газов не обязательно свидетельствует об отсутствии залежи

РОВ – водорастворенные ОВ – фенол, толуол, бензол, летучие, нелетучие фенолы, нафтены – благоприятны. Ореол рассеивания УВ не должен превышать 2 км, и очень редко 4 км (разломы).

Бесперспективная зона в ЗС в мезозое составляет примерно 1 млн.км² по площади. Весь разрез от сеномана до юры включительно промыт инфильтрационными водами с минирализацией 1-3 г/л с растворенными азотно-метановыми газами. В водах отсутствует йод, бром, тяжелые УВ. Зона протягивается вдоль палеозойского обрамления. Перспектива на юру и мел: мин-ция воды 50-100 г/л, площадь 2 млн км². Наблюд-ся высокие концентрации йода и брома. Тип воды хлоридно-кальцеевый и гидрокарбонатно-натриевый. Сод-ие ОВ в породах до 5 % и больше. На севере перспективы увел-ся за счет того, что станов-ся перспект-ным сеноман в нем отсут-ет инфил-ные воды и мин-ция достигает 25 г/л.

5.7. Геохимические исследования при нефтегазопоисковых работах. Биомаркеры и их ис-

пользование при решении геологических задач.

5.8. Региональный этап работ. Характеристика видов работ, масштабы. Опорное, пара-

метрическое бурение: требования, использование. Отчетность в конце этапа.

Региональный этап подразделяется на две стадии; прогноз нефтегазоносности и оценка зон нефтегазонакопления.

На данном этапе проводится обширный комплекс геологических, геофизических, геохимических, гидрогеологических и буровых работ.

Геологические работы включают в себя региональные и полудетальные геолого­съемочные и структурно-геоморфологические съемки в масштабе I-100000 и 1:500000, которые комплексируются с геохимическими и гидрогеологическими исследованиями.

При гидрогеологических исследованиях изучен состав водопроявлений, в которых определяется минерализация и тип пластовых вод, наличие в них микроэлементов, растворенного газа и т.д. Большое значение имеют геофизические работы, которые на стадии региональных исследований призваны решать задачи:

• выявление глубин залегания и структурных особенностей фундамента, установление связи структурных форм фундамента и осадочного чехла;

• определение вещественного состава, мощностей и строения осадочного чехла с выделением структурных этажей,

-изучение крупных структурных элементов и зон региональных нарушений Для решения данных задач проводится аэромагниторазведка и сейсмические профили. Вся территория Западно-Сибирской провинции покрыта гравио-магнитной съемкой м:500 000, м:200 000 и участками м:50 000 съемкой, проведено более 140 региональных сейсмических профилей. Для детальности исследований района большая часть выполненных методов комплексируется в совокупности с опорным, параметрическим и сверхглубоким бурением. С целью интерпретации региональной сейсморазведки значительная часть скважин бурится на региональных профилях, либо в их пересечении Всего в Западной Сибири пробурено 29 опорных скважин, более 150 параметрических и две сверхглубоких скважины - Тюменская СГ-6 и Ен- Яхинская СГ-7 с забоями соответственно 7502м и 8250м, вскрывшие вулканогенные породы-базальты пермо-триасового возраста.

Результатом комплексных региональных геолого-геофизический исследований в пределах исследуемого региона является стратиграфическое расчленение разреза с выделением нефтегазоносных комплексов, подкомплексов, составления тектонической схемы с выделением структурных элементов различного порядка, на базе литолого-палеографических исследований восстанавливаются условия осадконакопления различных стратиграфических подразделений, распространение коллекторов, покрышек, их типа, мощностей. При геохимических исследованиях изучается содержание в породах ОВ, его тип, ката генетической преобразованности пород, битуминозности пород - это с позиции органической гипотезы нефтеобразования. с позиции глубинной теории нефтеобразования анализируют зоны возможной миграции по гравиоразведке - это зоны разуплотнения или деструкции по сейсморазведке или зоны солитонов по Бембелю, флюидотектоника по Исаеву и др., трубы глубинной дегазации по Валяеву, Кропоткину. На сейсмических разрезах в интервале юрской части разреза они действительно выделяются в виде труб - зоны флюктуации отражений и отображения в виде инверсионных кольцевых структур, - по юрским горизонтам рисуются впадины, по неокомскому положительные структуры.

Гидрогеологические исследования включают исследования в составе выделенных водоносных комплексов типа вод, их минерализации, газонасыщенности и т.д. Результатом исследований является составление гидрогеологических и гидрохимических карт

Опорные скважины закладываются в благоприятных структурных условиях, до фундамента или до технически возможных глубин. Основная цель – всестороннее изучение строения разреза. Предполагается максимально возможный отбор керна по всему разрезу, полный комплекс ГИС, геохимические, гидрогеологические, гидродинамические исследования, опробование и испытание перспективных объектов.

Параметрические скважины– закладываются в пределах крупных тектонических элементов или локальных структур и на территории перспективных зон нефтегазонакопления. Цель – уточнение, детализация строения перспективных литолого-стратиграфических комплексов, коллекторов и флюидоупоров; изучение физических свойств (для интерпретации геофизических исследований) пород и органического в-ва пород. Проводятся те же исследования что и в опорных, отбор керна около 20% от общей глубины.

Ресурсы оцениваются по категориям D1 и D2 (прогнозные ресурсы)

D1 характеризует прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов (J и K), нефтегазоносность которых доказана в данном регионе.

D2 характеризует прогнозные ресурсы крупных литолого-стратиграфических комплексов, нефтегазоносность которых предполагается по аналогии с соседними регионами, имеющими сходное геологическое строение.

5.9. Качественная оценка перспектив нефтегазоносности. Количественная оценка про-

гнозных, потенциальных ресурсов нефти и газа на разных стадиях изученности.

Качественная оценка перспектив нефтегазоносности осуществляется на основе анализа критериев нефтегазоносности и районирования территории по степени перспективности (высокоперспективные, перспективные малоперспективные и бесперспективные) и заканчивается составлением карт перспектив нефтегазоносности.

Выделяются объекты прогноза, описываются, сравниваются с похожими, но хорошо изученными бурением, делается заключение о перспективности. Имеет широкое распространение экспертные методы, т.е принятие решения группой профессионалов.

Количественная оценка перспектив нефтегазоносности – это определение величины, пространственного размещения и внутренней структуры ресурсов нефти, газа и конденсата (оценка D₁ и D₂). Основными этапами количественного прогноза являются:

• выбор модели и метода прогнозирования

• установление на материалах эталонов количественных зависимостей между прогнозируемыми характеристиками и измеренными

• дифференциальная и интегральная оценка ресурсов объекта прогноза по установленным зависимостям;

• геологическая интерпретация результатов прогноза с определением доверительных интервалов или кривых распределения вероятностных оценок, а также общей степени их достоверности.

Существует ряд методов для решения этих задач:

1. Метод сравнительных геологических аналогий (определение удельных плотностей запасов на еденицу площади или объема, при этом сходство между эталоном и расчетным участком называется коэффициентом аналогии). К этому методу можно причислить объемно-статистический, объемно-балансовый и методы многомерного математического моделирования (регрессионный анализ, метод распознования образов и др.)

В итоге строится карта плотностей и плотность умножается на площадь.

2. Объемно-генетический (заключается в оценке общего объема УВ. эмигрировавших из нефтегазоматеринских толщ, и потерь УВ в процессе их миграции и акумуляции).

Прогноз на основе установления зависимостей между показателями динамики и характеристиками процесса освоения ресурсов ( т.е на основании данных разработки, используются зависимости типа добыча-время, запасы-время и т.д.).

5.10. Поисковый этап, стадии, задачи, цели, комплексы геологоразведочных работ, масштабы. Дистанционные методы поисковых работ на нефть и газ.

Поисковый этап ГРР проводится в районах, где на основании результатов региональных исследований установлены перспективы для поисков скопления УВ По характеру решаемых задач и комплексу проводимых методов он разделяется на две стадии.

Основная цель поисковых работ на первой стадии - это выявление перспективных на нефть и газ объектов и подготовка их к бурению. Эффективность проведения работ на этой стадии в значительной степени зависит от результатов выполненных ранее региональных исследований. На этой стадии проводится обширный комплекс исследований геологических, геофизических, геохимических, гидрогеологических и буровых работ.

На первой стадии решаются следующие задачи:

1. поиск зон структур и отдельных локальных поднятий;

1. поиски и прослеживание зон стратиграфических несогласий, тектонических нарушений, зон фациальных замещений;

2. детализация локальных поднятий или неструктурных ловушек с целью постановки поискового бурения. Эти задачи должны решаться комплексом геофизических методов исследований: сейсморазведкой, гравиоразведкой, электроразведкой и в отдельных случаях магниторазведкой. В Западной Сибири среди геофизических методов решающее значение принадлежит сейсморазведке MOB и МОГТ Кроме сейсморазведки проводятся такие электроразведочные работы в масштабе 1:200 ООО - 1:25 ООО Для комплексирования сейсморазведки с гравиоразведкой с целью прогноза в выявленных ловушках аномалии типа залежь, используется метод «Рельеф»-2. Распознание образов. Космофотодешифрирования и т.д.

Для оценки перспектив нефтегазоносности используются геохимические исследования - газовая съемка - по свободному газу и газокерновая съемка. На данной стадии проводятся структурные и в отдельных случаях параметрическое бурение.

Структурное бурение в Западной Сибири в значительных объемах проводилось в довоенные и сразу послевоенные годы в южных районах Западной Сибири в связи с низким качеством сейсморазведочных работ. В связи с этим тогда ставился вопрос вообще сейсморазведочные работы заменить структурным бурением.

Параметрические скважины бурятся в основном на стадии региональных исследований, однако в отдельных районах, характеризующихся слабой изученностью глубоко залегаюшихся горизонтов (Уренгой-более 10 скв 5000-5500м, Гыданская 130 на Pz- 7000м и т.д.) возникает необходимость бурения их на поисковом этапе.

В результате выполненных геолого-геофизических исследований выполняются тематические работы, в результате составлены крупномасштабные структурные, геофизические карты, профили, уточняется тектоническое районирование, детализируются стратиграфические разрезы и схемы сопоставления, в совокупности дающие представления о геологическом строении района. Выполняются палеоструктурные карты с целью изучения истории развития локальных объектов и времени формирования ловушек, проводятся по более узким стратиграфическим подразделениям литолого-фациальные исследования с целью изучения закономерностей распределения коллекторов и покрышек, изменения их свойств. Обязательно составляются карты перспектив нефтегазоносности с выделением первоочередных районов и рекомендаций нефтегазоносности с выделением первоочередных районов и рекомендаций поисково-разведочных работ.

Вторая стадия связана с открытием новых местоскоплений УВ, либо новых залежей в пределах открытых местоскоплений.

Указанные задачи решаются бурением и опробованием поисковых скважин, закладываются на перспективных объектах, подготовленных на предыдущей стадии работ. Первые поисковые скважины рекомендуется закладывать на технически доступную глубину с целью выявления залежей по всему скрытому разрезу. Основные геологические задачи на данной стадии:

• качественная привязка скважин, для чего необходимо проводить запланированный отбор керна, шлама и комплекс промыслово-геофизических исследований,

• опробование перспективных горизонтов в процессе бурения с применением испытателей и опробователей пластов. По результатам опробования выбираются первоочередные объекты разведки. В процессе бурения скважин для выделения перспективных объектов проводится газовый и люминисцентно-битуминозный анализ и т.д. При опробовании также уделяется внимание гидрогеологическим объектам

По результатам поискового бурения составляются детальные стратиграфические разрезы, корреляционные схемы, профили, комплект различных карт и т.д. Заканчивается эта стадия подсчетом запасов по категории С2 и частично C1, на основе чего делается заключение о геолого-экономической оценке выявленного месторождения или залежи и целесообразности проведения дальнейших разведочных работ В настоящее время в Западной Сибири большая часть локальных поднятий разбурена, где выявлены уникальные залежи и месторождения УВ, поэтому поисковый этап связан с поиском литологических. структурно-литологических. стратиграфических и др сложных ловушек.

5.11. Размещение поисковых скважин. Стратегия поиска. Определение количества поис-

ковых скважин. Поисковое бурение, требования к поисковым скважинам.

Существует несколько способов размещения поисковых скважин:

-Размещение по профилю. На длинной оси структуры бурят от одной до трех скважин, вначале в своде потом на переклинали. На асимметричных складках скважины бурятся в пологом крыле. Реже используется размещение типа «крест» (2 на переклинали 2 на крыльях 1 в своде)

-На тектонически нарушенных структурах. По геофизическим методам определяется тип нарушения. Скважины закладываются в каждом блоке, число зависит от размеров залежи.

-

-По радиальным профилям. В случае наличия соляного или глиняного купола либо если залежь изометрична, скважины размещаются на склонах, скважины могут быть наклонными, в случае трех скважин закладываются друг относительно друга под углом 120^о.

-На многокупольных поднятиях . В случае если на нескольких куполах скважины открыли залежи, то проверяется наличие залежей между скважинами.

- Заложение в критическом направлении. При поиске залежей в структурах осложняющих моноклинали и часто выполаживающихся вверх по разрезу. Первая скважина закладывается в своде, вторая в направлении регионального подьема, третья в направлении регионального погружения.

- На неантиклинальных ловушках. Если залежи вдоль разлома, шнурковая или в бывшем русле реки, бурение может проводится в крест простирания пород коллекторов, методом равносторонних треугольников либо зигзаг профильного бурения.

Количество поисковых скважин определяется в зависимости от размеров предполагаемой залежи и наличия материально-технических ресурсов. Затраты на поисковое и разведочное бурение должны окупаться в процессе разработки.

Имеются две стратегия поиска – “ползущая” и “сгущающая”. Сущность ползущей заключается в крайней неравномерности размещения и в постепенном перемещении поисковых работ как по площади, так и по разрезу. Такая стратегия диктуется ограниченными экономическими и производственными возможностями. Сгущающая стратегия поиска – это равномерное размещение объемов геолого-поисковых работ на территории региона с целью выявления всех основных зон нефтегазонакопления на начальном этапе изучения региона.

При использовании сгущающей стратегии выигрыш в получении болшей информации о строении региона и его перспективности, а при использовании ползущей меньше затраты, больше вероятность что они окупятся и как следствие меньше риска.

Поисковые скважины бурятся на максимально возможную глубину, полный отбор керна в продуктивных интервалах, весь комплекс ГИС, испытания всех объектов (не испытывается только те где по ГИС – вода).

5.12. Разведочный этап, предварительная и детальная разведка. Системы размещения

скважин. Этажи разведки. Базисные горизонты. Отчетность при разведке месторо-

ждений нефти и газа.

Разведочный этап подразделяется на две стадии:

1. оценка месторождений или залежей УВ.

2. подготовка к их разработке.

Оценка обнаруженных залежей и местоскоплений УВ производится в том случае, если поисковым бурением доказана промышленная значимость и экономическая целесообразность их разработки Одним из основных принципов проведения разведочных работ является их выполнение с минимальными затратами материальных средств поскольку основным затратным механизмом является бурение скважин поэтому оконтуривание залежей и оценки их по промышленным категориям минимальным количеством скважин является главной задачей. Минимальным считается такое количество скважин, после которого получение информации от заложения других скважин не приведет к заметным изменениям средневзвешенных значений основных параметров залежи.

Количество разведочных скважин зависит от размеров нефтяных и газовых залежей, фазовой составляющей - газовая или газоконденсатная залежь с нефтяной оторочкой, от фациальной изменчивости пласта, важно установить общие закономерности в изменении свойств пласта по разрезу и латерали

Повышение экономической эффективности разведочных работ возможно за счет проведения сейсморазведки ЗД MOB ОПТ. Ускорение разведки крупных и уникальных местоскоплений УВ производится по редкой сети скважин с последующей их доразведкой, путем заложения опережающих эксплуатационных скважин, позволяющих получить необходимые данные для подсчета запасов УВ и обоснования проектирования разработки Примером высокой эффективности методики ускоренной разведки является Медвежье, Уренгойское и др. газовые залежи сеномана, где разработка их началась вскоре после их открытия.

Геологическими данными, испытанием пластов в законченных бурением опережающих эксплуатационных скважинах и газогидродинамическими расчетами:

• определяют положение контактов и контуров залежи;

• выявляют наличие или отсутствие в газовых и газоконденсатных залежах нефтяной оторочки и при её наличии определяют условия ее эксплуатации;

- проводят полноценное опробование и исследование скважин для получения основных параметров залежи;

• изучают углеводородный состав газа, нефти и конденсата, а также других

сопутствующих компонентов

Разведочный этап – это комплекс работ, позволяющий перевести общие знания об открытом объекте в набор технологических параметров необходимых для разработки.

Предварительная стадия– оценка рентабильности открытого мест-я, проводят детальные геофизические съемки, бурение оценочных скважин, экономический анализ рентабельности открытий.

Детальная стадия – подготовка ТСР. Категории С2 переводятся в С1 и В. Производят бурение разведочных скважин, 3D-сейсмика, детальный анализ керна, флюидов, дебитов, экономический анализ. Доразведка – если не хватает данных, то ее проводят при экспл-ции. Бурение опережающих эксплуатационных и разведочных скважин, изучение гидродинамических свойств залежей, экономический анализ. Дальнейший перевод запасов из категорий С2 и С1 в В.

Система размещения скважинвыбирается в зависимости от формы, размеров и типа залежи, но основное правило должно быть соблюдено – на каждую скважину должно приходится примерно равное кол-во нефтенасыщеных пород.

1. Профильная, 2. Кольцевая (обычно для газовых), 3. М-д треугольника, 4. Смешанный

Размещение скв обычно смешанное, чистых систем как правило нет и шаблонов расст-ий м/у скв нет (чем сложнее колл-р тем меньше расст-е), обычно 1-5 км.

Перед разведкой н/выделить этажи разведки, а в каждом этаже свой базис.гор-т.

Этажи разведки – группы пластов с близкими по строению, размещению и фазовому состоянию залежами, сгрупп-ных д/разведки одной системой скв. Выд-ся по пар-трам:

Геологическим:тип колл-ра, фаз.сосояние, глубины, тип ловушек.

Технологическим: хар-р Рпл, не объед-ся с аномал. Рпл.

Экономическим: сколько этажей выд-ть, послед-сть б-ния, разведка снизу вверх или наоборот. Базисный горизонт – самый крупный по размерам и запасам, разведуется в первую очередь.

В случае многопластового месторождения в один этаж не объединяются пласты, разделенные мощной водоносной толщей. Если залежи разных горизонтов при проецировании на одну плоскость перекрываются только на 25% или менее – то залежи разведываются раздельно. И если пласт с АВПД то тоже не объединяется.

Кол-во сквопр-ся ур-ем: N = f ( Q, Fн , hэн , mот ) .

Условно принимают площадь квадрата вокруг скважины для нефтяной залежи 4-9 км2, для газовой от 16 км2 и более, “квадраты” размещают не перекрываясь по площади залежи. Каждая система скв рассчитывается только для одного этажа разр-ки, а в этом этаже только д/базис.гор-та. Маленькая залежь разв-ся 2-3 скв, к-ые м/б и разв и эксп-ными. Оч.крупные залежи разведуются блоч.м-дом. Д/г. залежей обязательна ОПР.

Основной принцип– сокращение времени окупаемости капитальных затрат, увеличение запасов промышленной категории с наименьшими затратами.

5.13. Расчеты оптимального количества скважин для разведки нефтяных и газовых залежей. Особенности разведки массивных пластовых, литологических газонефтяных залежей. Стратегия и тактика разведочных работ.(ДОПОЛНИТЬ, не знаю то это или не то)

Для скорейшего общего изучения нефтегазоносности разреза и установления структурных планов отдельных стратиграфических комплексов на тех площадях, где подошва осадочных образований залегает на глубинах, освоенных техникой бурения скважин, следует первыми разведочными скважинами вскрывать всю толщу осадочных отложений до поверхности фундамента. Если фундамент залегает на недостижимых глубинах, то бурение этих скважин нужно проводить до подошвы перспективных горизонтов, залегающих на технически доступных глубинах.

По результатам бурения на основании изучения газонефтенасыщенности продуктивных толщ большой мощности, различия структурных планов, наличия в разрезе сложнопостроенных горизонтов должны быть выделены этажи разведки, которые в дальнейшем будут разведываться самостоятельными сетками скважин.

При разведке особенно крупных месторождений и отдельных крупных залежей размещение скважин следует производить преимущественно по профильной системе, которая обеспечивает при минимальных затратах получение необходимой точности параметров для ПЗ и составления проекта разработки.

При разведке газовых месторождений и отдельных залежей многопластовых газовых месторождений следует шире применять ПЗ газа по падению давления, осуществляя перепуск газа из одного пласта в другой.

5.14. Корреляция разрезов скважин – региональная, межрайонная. Методы корреляции морских и континентальных отложений. Использование материалов сейсморазведки при корреляции. Принципы индексации пластов в Западной Сибири.

Корреляция бывает разной по масштабу:

• региональная (между региональными нефтегазоносными территориями)

• межрайонная (между нефтегазоносными районами к примеру Сургутский-Вартовский)

• площадная (между площадями или месторождениями)

Методы

1.ГИС (берется комплекс КС, собственной поляризации, ГК, Ра, ИК, кавернометрия).

2.По палеонтологическим данным оложения с одинаковой фауной позволяют выделить одновозрастные отложения

3.ИспользуетсяСПК в случае континентальных отложений.

4.Литологический, литохимический – с использование коррелятивных минералов (глауконита, гипсов, солей)

5.Использование сейсморазведки (скв 2,4,6 км – а что между ними можно узнать только по сейсмике). Дает информацию об условиях залегания выклинивания.

Корреляция морских отложений: обязательно выделяются маркирующие горизонты, которые выбираются в качестве нулевых, реперных горизонтов (баженовка- высокие сопротивления, высокая радиоактивность, низкая проводимости по ИК; георгиевская – содержание глауконита, низкие сопротивления, максимальная проводимость; сормановская пачка – увеличение диаметра скважин напротив глин, высокая каверна (шоколадная глина), а также кошайская пачка). Морские пласты хар-ся выдержанностью глинистых пачек на большой площади. Сначала сопоставляется глинистые, а только потом песчаные прослои м/у ними. Хорошие результаты дает корреляция зажатая м/у двумя реперами (вер и низ). Обязательно привлечение фауны (если региональная или площадная).

Корреляция континентальных отложений хар-ся резкой невыдержанностью. На коротких расстояниях как глинистых, так и песчаных пластов; резким колебанием литологии и мощностей, следовательно проводится по циклам седиментации, предварительно в каждом азрезе выделяются циклы (н/пр от грубообломочного заканчивая тонкоотмученными). Далее сопоставляются циклы между собой устанавливаются циклы, зак-ти, далее внутри каждого коррелируются пачки и только после этого пласты. Фауны нет, но коррялятивными могут быть пласты углей, древние коры выветривания. (например содержащие бокситы). На схемах должны показываться перерывы, выклинивания, замещения. Именнот сейсморазведка дает возможность составить единую седиментационную модель изучаемых оложений, в ом числе дает возможность выделить перерывы.

Там где морские отложения сейсмика показывает много протяженных сейсмических площадок, где морские переходят в континентальные наблюдается волновая картина, более мозаичное строение.

Пласты юры и мела индексируются по разному. В юре: нижней А (от 1 до 12) и В (от 1 до 15). Пласты в подошве Ач1-5. Каждому преписывается район С – Сургутский, В – Вартовский, Н – Надымский, У – Уренгойский. Под Х-М свитой до апта залегают ВК1-5 викуловская свита. Все пласты в покурской свите ПК. Верхняя юра - баженовская свита – Ю0(нефть), Ю1К – абалакская свита, Ю1 – васюганская свита (Ю₁¹-Ю₁⁴). П1-3 – вагулкинская толща. Средняя юра – Ю2-3 тюменская свита.

5.15. Палеоструктурные карты, изопахический треугольник, палеотектонические профили

– методика построения, использование при геологоразведочных работах. (Бакиров стр 306 дополнить, стр 300-310)

В основе всех палеоструктурных построений лежит анализ толщин и выравнивание каждой поверхности на поверхность на момент завершения которой изучается продуктивная поверхность.

Палеоструктурные карты– это карта разности глубин залегания исследуемой поверхности и вышезалегающего по разрезу стратиграфического подразделения, в итоге получается структурная карта исследуемого объекта на время конца накопления вычитаемого горизонта. Показывает историю развития какой-то пов-ти во времени.

Не м/б исп-ван д/некомпенсир.прогибания, толщин <100м и геосинклин.областей.

Изопахический треугольник– это набор структурных и палеоструктурных карт, расположенных в опред.послед-сти сгруп-ных в треугольник, позволяющий отследить всю эволюцию исследуемой стр-ры. Гориз.ряды карт – палеоструктурные карты по одному из опорных гор-тов д/разл. этапов времени. В вертикальных рядах представлены структурные и палеоструктурные карты исследуемых горизонтов, построенные на определённый момент времени.

В крайнем правом ряду-современные структурные карты по всем горизонтам, самая левая карта – палеоструктурная карта самого древнего горизонта на конец формирования вышележащего.

Палеотектонический профиль- это геол.профиль на опред.геол.время. Пок-ют изменение геол-го стр-ния от эпохи к эпохе. Строятся профили путем последовательного суммирования вверх по разрезу мощностей, выбранных для анализа стру-х комплексов.

Палео- построения могут быть использованыдлярешения следующих задач:

- Исследование структуры на предмет времени образования и последующего развития

- Эволюции во время интенсивной миграции и акумуляции УВ

- Обоснование положения ВНК

Возможно применение совместно с другими методами при качественной и количественной оценке нефтегазоносности.

Структурные поверхности разных горизонтов

Изучается связь между разными структурными поверхностями. К/пр разные структурные поверхности связь м/у ними имеет линейный характер и выражается уравнением прямой. Этот анализ используется для структур с консидементационным развитием. Нельзя использовать для районов с нескомпенсированным о/накоплением , т.к. прогибание и зоны максимального прогибания хар-ся миним мощностями.

Этот анализ используется для уточнения корреляции разрезов скважин, для прогноза глубин слабо изученных бурением, для изучения разрывной тектоники, размывов, для аномалий седиментации, когда формируется атектонические структуры – рифы, бары, разломы.

Как показал этот анализ: там где стр-ая пов-ть по разным горизонтам имеют хорошую связь, там больше концентриется количество УВ. Разные процессы можно изучать с помощью графиков, отражающих связи разл-х горизонтов.

Палеострукткрный анализ

Это анализ истории развития во времени различных стр-х пов-тей. Осн-н на 2х принципах:

1 Анализ суммарных мощностей. В основе лежит представление о связи роста структуры с о/накоплением. В этом случае обязательно анализируется литология и фация, т.к. различие в мощностях м.б. связано с различным уплотнением глин, песчаников, известняков, с особенностями фауны, т.е. появление рифов, баров, банок. Учитывается хар-м/р пере-, недокомпенсации прогибания осадками. (ЗС – более интенсивное прогибание – Фроловская впадина). Если в разрезе есть стратиграфический комплекс, связанный с недо- или перекомпенсацией для анализа мощностей выбираются более крупные структурные подразделения.

Для анализа пов-тей, развивающихся во времени выбираются четкие маркирующие горизонты, в кач-ве кот-х регионально прод-ые пласты Ю2, Ю1, БС10, БВ8 (баженовка, кошайская пачка, алымская, кузнецовкая) Сейсмические горизонты: Г , Т, Т1, Т2, Т3, М, М1.

Палеотектонические профили пок-ют изменение геол-го стр-ния от эпохи к эпохе. Выравнивание может проводиться на пов-ти несогласия или др. маркирующих горизонтов. Строятся профили путем последовательного суммирования вверх по разрезу мощностей, выбранных для анализа стру-х комплексов.

2.Принцип выравнивания, т.е. выравнивается та пов-ть на время которой изучается развитие. Строятся для изучения динамики – палеоструктурные профили, карты, изопахический треугольник.

Палеоструктурная карта - показывает историю развития какой-то пов-ти во времени. Они дают представление. Вывод: время формирования ловушки, время формирования залежи (начало, конец).

По истории развития структур выделяют:

1. сквозные структуры – зародилась рано и на всем протяжении мощность на своде меньше чем на крыльях по всем горизонтам.

2. Погребенные структуры - структуры раннего заложения и прекратившая свое развитие очень быстро.

3. Прерывисто-консидементационная (возрожденная), где мощность в разные оторезки времени отличается, н/пр. моноклинали сначала, потом структуры.

4. инверсионная – по одним горизонтам поднятие (в своде мощность больше чем на крыльях), а по др. горизонтам – впадины (в своде мощность меньше, чем на крыльях).

Анализ нефтеносности показал, что наиболее благоприятные структуры сквозного развития (постепенно затухающие к верхней части разреза). Менее структуры прерывистого развития, погребенные, с инверсионными часто связано разрушение залежей. Залежи УВ м.б. открыты в любых поднятиях, но в погребенных только в нижних горизонтах. Развитие опр-ет кол-во прод-х пластов, этаж н/г – ности, количество запасов.

Изопахический треугольник

1. Позволяет анализировать развитие разных пов-тей во времени

2. Сравнивать м/у собой совр-ые структурные планы и делать выводы о хар-ре стороения этих стр-х пов-тей

3. Позволяет сравнивать развитие каждой пов-ти, т.е. чем отличается развитие одной от другой.

Палеотектонический анализ проводится для стуктур разного порядка.

Одновременно анализ истории роста и динамики погружения позволяет делать вывод о приятных и неприятных условиях н/г/о, для которых кроме ловушки необходимо термодинамические условия.

Пример изопахического треугольника.

В ЗС ловушки характеризуются тем, что выполаживаются вверх по разрезу.

Выводы:

1. По современным структурным планам: структурный план меняется вверх по разрезу от более сложного к простому, т.е. выполаживается, уменьшается вверх по разрезу амплитуда от 250 до 125, т.е. в 5-6 раз. По верхним горизонтам структура раскрывается. Это свидетельсьвует, что тектонические движения во времени затухают, но практически неизменной остается площадь структуры за исключением горизонта С.

2. Не меняется морфология, т.е. азимут простирания одинаковый. Структура азвивалась унаследовано.

История развития поверхности А: анализ мощностей показывает разницу в 100 м . Последняя карта с одним и теми же мощностями свидетельствует о том, что тектонические движений не было., а происходило заравнивание выступов фундамента и к концу формирования пов-ти Т территория представляла собой плоскость. К концу накопления пов-ти Б начала формироваться структура, её амплитуда не превышала 75 м, но её морфология была близка к современной. К концу К₂ пов-ть стала резко выроженной, амплитуда –235 м, всего на 15 м отличается от современной.

История развития поверхности Т: К концу накопления баженовки стр-ый план представлял пов-ть горизонтальную, разница в отметках О. К концу М структура появила с амплитудой 50 м . К концу неокома структура растет амплитуда 75 м .К концу накопления горизонта С начинается расформирование структуры. И окончательно структурный план получается в современном этапе, а именно в неоген-четвертичный период.

История развития сттруктуры Б: К концу неокома структура начала формироваться и её амплитуда как структуры была 50 м.б. К концу сеномана амплитуда увеличилась до 150 м заложились оба купола. К концу верхнего мела структура начинает расформировываться и амплитуда уменьшается до 100 м возможно и размыкание на переклиналяхю И окончательное формирование произошло с неоген-четвертичный период.

История развития поверхности М: Структура начала формироваться в верхнем мелу и окончательно сформировалась в неоген –четвертичное время периоде.

История развития структуры Г. На месте структуры образовалась впадина и структура сформировалась окончательно в неоген-четвертичном периоде.

Развитие каждой структуры отличается временем заложения структуры, см. на графике.

Палеотектонические реконструкции должны обязательно учитывать фации и формации и влияние эрозионных процессов на характер изменения мощностей. Поэтому если отмечается интенсивная эрозия, то нежелательно рассматривать историю развития пов-ти нужно брать либо выше/ниже пов-ти перерыва. Тоже самое, если мы имеем некомпенсированное прогибание, нельзя брать кровлю некомпенсированных комплексов, для анализа в этом случае берется сумма мощностей осадков от недо – и перекомпенсации.

Нежелательно брать мощности меньше 100 м . они будут давать часто неверные результаты из-за разной литологии уплотнения.

Палеоструктурный анализ разн. Пов-тей позволяет строить графики роста структур во времени. Для этого на горизонтальной оси показывается амплитуда структуры (%, м), а по вертикальной – время.

Кроме изучения роста, изучается динамика погружения структуры по мере о/н. Мерой динамики является тектоническая напряженность, которая отражает меру энергии погружения. Этот параметр взят из закона термодинамики: наилучшей оценкой энергетики случайного процесса является средняя величина его реализации. G=H₁²+H₂²+H²₃/n. Из этих графиков можно изучать динамику погружения более молодых, сместив координаты.

Изучая локальные поднятия в нефтянных районах строят такие графики как гистограммы распределения площадей (амплитуд). Другой характеристикой является изображение азимута простирания. На залежи влияют как пликативы, так дизъюнктивы ( Днепро-Припятская).

5.16. Литолого-фациальные, палеогеографические карты, методика построений, легенда,

использование при нефтегазопоисковых работах.

Палеогеографические условия седиментации коллекторов нефти и газа.

Палеогеографические условия седиментации коллекторов нефти и газа играют очень важную роль во всех процессах н/г/о, а именно миграции, аккумуляции и т.д. Одновременно с накоплением осадков происходило накопление ОВ растения синтезировали белки, углеводы, жиры из простых неорганических соединений. Бактерии разлагали ОВ до отн-но простых соединений. Бактерии разлогали ОВ до отн-но простых соединений (гетеротрофные), а другие автотрофные – синтезировали более сложные. Бактериальный мир морей и других пресных водоемов один из сущ-х компонентов биоценоза. Микроорганизмы бурно развивались, служили при отмирании, исходным материалом для образования нефти и газа. Нельзя рпассматривать происхождение нефти без условий седиментации. В разных обстановках седиментации прпоисходит различная продуктивность.

Залежи УВ может содержаться в любых условиях например крупные гиганты в Европе открыты в дюнах. Палеогеографические реконструкции, отраженные на палеогеографических картах, является основой для поисковых работ, особенно при поиске неструктурных залежей.

Палеогеографические карты и легенды

Палеогеографические карты и легенды – отражают палеогеографические обстановки седиментации, которые, делятся на

1. морские

2. континентальные

3. переходные

Каждая подразделяется

1. на моря разной глубины

• мелководье – часть, где действуют волны и куда распространяется шторм , глубина 20-50 м.

• Относительно глубокое, глубина 50-200 м.

в них выделяют следующие обстановки

• возвышенности, которые поставляют материал

• озерно-болотно-аллювиальные равнины, пустыни, в зависимости от климата.

прибрежные равнины, в которых то морские, то континентальные. Иногда дельтовые равнины (много рек) в этой части образуется пляжи, лагуны, территория борьбы суши и моря.

В 2 выделяют такие аккумулятивные формы как – русла рек, болота, озера.

В 1 выделяют рифы, песчаные банки, бары, валы; в глубоководье – каньоны, желоба. Формирование связаны с турбидитовыми потоками.

В каждой обстановке вырожаются свои направления на поиск нефти и газа, которые зависят от характера распредеоления коллекторов, так и условий.

Реконструкция палеогеографических комплексов и областей проводится на основании:

1. литологических исследований

2. палеонтологических

3. палинологических

4. СПК

5. геохимических исследований определенных окислительно-восстановительными особенностями

6. сейсморазведочных материалов (временный разрез и по ним харпактеристика волнового поля)

7. материалы ГИС

8. геологические построения (эффективные толщины, палеотектонические, палеогеографические профили)

Обстановки и нефтегазоносность

ДЕНУДАЦИОННО-АККУМУЛЯТИВНЫЕ РАВНИНЫ: малоперспективны, коллекторы имеют ограниченное распрастронение, мало ОВ.

АККУМУЛЯТИВНЫЕ РАВНИНЫ: отсутствие типично морской фауны, наличие крупных остатков листьев, корней, погребенная почва, преобладание геохимической фации субокислительного и окислительного (болота), основные коллекторы формируются в речных долинах, пустынях, харпактерна миграция речных долин и формирование стариц, для пустынь протяженные дюны, гряды, барханы, сухие русла рек. Характерные особенности русловых отложений (рис)

АЛЮВИАЛЬНАЯ РАВНИНА: много ОВ, часть расходуется на гниение, но часть фассилизируется и следовательно уходит в погребенное состояние след-но температура и давление, следовательно гуминовые кислоты, далее УВ нефтяного ряда. Большая проблема – поиск коллекторов, поэтому залежи прогнозируются неструктурные/структурные, литологические, которые распрастранены в ЗС в средней юре. Много угля накапливается, генирирующего в последующем газ.

ПРИБРЕЖНАЯ РАВНИНА: Наиболее важна для поиска залежей из-за того, что большая скорость и количество автахтонного и аллохтонного ОВ. Здесь формируется хорошие коллекторы: на пляжах и в дельтах, протоках, часто развиты коллекторы площадного типа, покрывающие значительные территории; площади платформ совр-х достигают нескольких 10-100 км2. Современные дельты сибирских рек: Обская губа, Енисейская губа.

ПЛЯЖИ: восстанавливаются по литологии, по хорошо отсортированному материалу по ПС (резкая подошва и кровля) и морская и пресноводная фауна.

МЕЛКОЕ МОРЕ: Это перспективная территория для поиска нефти игаза. Много света, сл-но бурный расцвет водорослей, сл-но большое количество органики. Большое распространение (повсеместно) песчаников за счет действия волн. Отмечается формирование баров, береговых валов. Рис

ОТНОСИТЕЛЬНО ГЛУБОКОЕ И ГЛУБОКОЕ МОРЕ: по мере увеличения глубины уменьшается площадь распрастранения коллекторов и сокращается осаждение количества ОВ. В относительно глубоком море формируются конуса выноса на продолжении авандельт. В этих областях развиваются хемогенные осадки, карбонатные осадки, рифтовые массивы. Форма распрастронения коллекторов удлиненная, вытянутая, характкрна для турбидитовых потоков, течений, и только в зонах конусов выноса обломочного материала форма распрастронения изометричная. Для турбидитовых песков хар-на плохая, реже умеренная сортировка обломочного материала и ритмичное переслаивание, обилие обломков пород, и глубоководных и мелководных организмов маллюсков, обломки пород, фауны. Структуры оползания осадков (флюидальные) к ним (турбидитовые песчаники) приурочены крупные редкие м/р.

Геохимические фации и обстановки седиментации.

Акрам Хаджаев выделяет 6 обстановок:

1. явно окислительная (Fe⁺³>Fe, цвет красный ОВ< 1%).

2. слабо окислительная Fe⁺³>Fe⁺² ОВ=0,1-0,4 % лептохлориты

3. слабо восстановительная Fe⁺²>Fe⁺³ > FeS ОВ=0.5-0.8 % сидериты

4. восстановительная Fe⁺²>> сидериты

5. резко восстановительная Fe⁺³ отсутствует, многоь пирита ,мало сидерита, цвет черный ОВ>1,5-2 %

Жабрев выделяет

1. восстановительную Fe⁺² много Fe⁺³ мало, или нет

2. нейтральная Cl>SO4> HCO3, ОВ < 0.5 %, Fe⁺³ немножко

3. окислительная большое количество растворенных солей с преобладанием CL и SO4 в битумоидах < 0.0005, ОВ< 1 %.

Палеодинамика скоростей седиментации ОВ и осадков и нефтеносность

Определяет коллекторские свойства пород. Учитывается при палеодинамических реконструкциях. Используются результаты гранулометрического анализа (2 типов). Параметры: 1). среднее содержание максим-о песачных фракций 2). сумма всех фракций , 3) медианный размер , 4) и коэффициент отсортированности.

1 и 2 измеряется по результатам гранулометрического агализа, 3 и 4 по расчетам кривых. 1и 2 отражаеют энергетику процесса. Максимальная величина всех песчаных фракций отражает энергетический уровень седиментации в бассейне и относительную глубину бассейна. Если сумма всех песчаных фракций больше 80 % свидетельствует о близости беореговой линии и источника сноса. Если меньше 25 % относительно глубоководная и низкий уровень энергетики седиментации. Отсортированность и медианный размер зерен анализируют вместе и сторят графики. Когда медианный размер зерен большой и отсортированность хорошая, то это свидетельствует о близости источника и сильной переработке. Когда медианный размер маленький, плохая отсортированность, то это свидетельствует о том, что источник сноса удален, а переработка плохая.

Для этих параметров строят карты отражающих их изменение и определяют энергетику бассейна и переработку этих зерен. Хорошая отсортированность и большой размер зерен как правило предопределяют высокие коллекторские свойства нефти.

Скорость седиментации и связь с нефтегазоносностью.

Современные и древние скорости седиментации абсол-но разные вел-ны, отл-ся на 1-2 порядка, т.к. древние отражают сумму средних скоростей и эрозию. Максим-ые скорости сед-ции мигрируют в плане во времени. Если считать скорость для веков они будут резко колебаться, а если для периодов и эпох колебания эти сократятся (имеется в виду средние).

Современные скорости сед-ции на аккумулятивных равнинах замеряются либо мм/год, либо см/тыс.лет; в болотах – 0,2 мм/год; пустыни – 200-500 см/т лет; озера очень резкол отличаются - 100-2000 см/т лет; пещера 6 см/т лет; дельты рек – скорости зав-т от хар-ра продвижения рек 30-600 см/т лет; логуны, заливы в приаридном климате – 50-100 см/т лет; моря 1-240 см/т лет (Азовское); биогенная седиментация (фораминиферовые илы) – 0,2-1 см/ т лет.

Древние скорости сед-ции замеряют м/млн лет («бубнов»). Аллювиальная равнина – 60 120 (В ЗС); пустыня 30 (Сев. Море); равнина –100-300 (Донбасс, ЗС); моря – баженовка 3-5, формирование клиноформ, шельфов 150 бубнов; океаны (ЗС когда накопились деатомиты) –10 15. Чем больше скорости седиментации, тем выше перспективы поиска, открытия залежей нефти игаза. В ЗС макм-ные скорости К₁ (готерив, барем, апт) и именно с этими отложениями связаны запасы в центральной части ЗС. При высоких скоростях мало глинистого материала – отсорбента. Тенденция: с увеличением скоростей , увеличиваются и ресурсы, т.к. орг. Вещ-во отсорбируют глины, ещё важно, чтобы они переслаивались.

РИС. Для разных отложений в ЗС, накапливавшихся в разно-фациальных условиях связь между скоростью накопления ОВ и скоростью накопления глин имеет разный вид: более линейная зав-ть хар-на морского неокома; для сеномана накапливающегося в усл-ях дельтовых равнин связь слабее и нелинейная связь для континентальных отложений юры.

Максимальная концентрация УВ по разрезу (на 1 ед скорость отложений) хар-ны для циклов сед-ции с максим-ой скоростью накопления осадков причины:

1. по мере увеличения скоростей растет скорость накопления ОВ (линейный хар-р);

2. 2. скорости сед-ции очень влияют на эпигенетические процессы в коллекторах (катогенез)., ведущие к изменению. Чем больше скорость седиментации сед-ции, тем медленее все процессы ухудшающие коллекторы. Так осадки на 1-2 км, но скорость = 20-40 м/млн лет преобразуются в такой же степени как и осадки на глубинах 5-6 км . Со скоростью более 100 м/млн лет.

3. Осадки с высокой скоростью сод-т много воды при седиментации, в т.ч. в глин-ых мин-х кристаллических решетках, к-ые поз-ют постепенно отдавать воду

4. при высоких скоростях сед-ции идет медленее преобразование ОВ поэтому на больших глубинах появляется большая вероятность открытия нефтяных залежей. Высокие скорости не свидет-ет о бедности осадков, нах-ся со среднеми скоростями.