Библиотека Дамиржана - геология на нефта и газа 042000

© Екип автори, 2000

Влиянието на структурата на повърхността на мазето от характера на разпределение на нефтени и газови находища Тимах-Pechora Басейнова

телевизия Dmitrievskaya, S.G. Ryabukhin (Руски държавен университет за нефт и газ), P.I. Butler, V.A. Ponomarev (OAO Gazprom), V.A. Зайцев (Московски държавен университет, кръстен на М. В. Ломоносов)

Използване ранг прогнози параметри, за да се отдели нефтени и газови находища показва висока ефективност на този подход при анализа неотектоника (Ryabukhina ДВ и сътр., 1997, 1998- Dmitrievskaya Т. и сътр. 1998, 1999). Очевидно обаче е, че най-новата и съвременна геодинамика е само един от многото фактори, които контролират разпределението на въглеводородите в седиментните басейни. Ето защо е много обещаващо да се използва набор от тектонодинамични критерии за нефт и газ, покриващи различни възрастови интервали на формиране на структурата. Най-важният параметър, без които е невъзможно да си представим пълна представа за формирането на който и да е от седиментни басейна, е формата на повърхността на самото му създаване. Структурна карта на повърхността на основата носи информация не само за дълбочината на сгънатия база, но и за неговото тектонски история, скорост на утаяване, сгънати и непрекъснати деформации и др. Всички тези фактори несъмнено ще окаже влияние върху характера на разпределението на нефт и газ съдържание.

Повърхността на основа Timan- Pechora басейна представени шисти и shaly-експанзивен комплекси рифей и Vendian нарушен прониквания кисел и основен състав. Тъй като дълбочината на основа Timan- Pechorskaya пластина е разделена на две части: относително повдигнат - Timan билото и се потапя - Pechorskaya syneclise (Фигура 1.). В рамките на Тимах хребет от своя страна се разделят на три ешелон megaswell северозападната стачка: Canino-Severotimansky, Chetlassky-Tsilma и Източна Тимах. Дълбочината на основата на билото на Тиман достига 2,0-2,5 км, а капацитетът на покритието на платформата като цяло се увеличава към южния край на конструкцията. Всички разпределени мегавали на Тиманския хребет се усложняват от валове от втора порядък. Pechorskaya синклинала в следните основни структурни елементи: Izhma-Pechorskaya депресия, Pechoro-Kolvinskoye структурната зона Bolshezemelskaya свод Preduralsky ръб деформация.

Исма-печорската депресия се намира на изток от билото на Тиман. От запад граничи с ръба на Тиман, на изток - с структурната зона Pechora-Kolvinskaya и препуснатата крайбрежна зона. Дебелината на седиментното покритие в басейна Izhma-Pechora нараства от север на югоизток от 1 до 5 км.

Структурната зона Pechora-Kolvinskaya се намира в центъра на Pechora syneclise. Дебелината на седиментното покритие в тази зона достига 8 км. Западната част на структурната зона Pechora-Kolvinskaya е понижен блок на мазето, на който е отговорен Pechora-Kozhvin megaval в седиментната покривка. Източната част на структурната зона Pechora-Kolvinskaya също е понижен блок на основата, който в седиментната покривка е колвинският мегавал. Тези мегавали са разделени от котловината Денисов.

На изток от структурната зона Pechora-Kolvinskaya са леко наклонени изометрични изкачвания с ниска амплитуда, които се комбинират в Болшехзелски арх. И накрая, северната част на преддверието е част от басейна Тиман-Печора. Тази конструкция е система от голямо компенсирано спускане с дълбочина до основата от 10-14 км.

Важно е да се отбележи съществуващата районно ред (йерархия) в разпределението на тектонски структури на територията на въпросната, и този ред се проявява на повърхността на основата, и единственият domanika, и на покрива на долния Перм карбонатите и от долната страна на кватернерни седименти (фиг. 2). Може да се твърди, че е налице класиране на тектонски структури на фондацията, която имаше известно влияние върху структурните характеристики на капака на платформа. На фиг. 2 има четири основни групи, които са присвоени на структури за контакт на различни редици: с площ от структура < 0> 15 000 km 2 са nadrugovymi за разглежданата територия. Получените във връзка с концепцията за тектонски делимост и ред структури Резултатите ни позволяват да се разгледа повърхността на фондация Pechora плоча в резултат на наслагването на предложения от различен мащаб. Такъв подход за изследване на тектонска структура на региона е възможно с известна степен на условност дължи на хармоничен анализ. Този метод, дори и без използването на усъвършенствани техники за математическа обработка позволява да се разкрие латентна периодичност на тектонски структури местоположение и по-разумно да се дължи на различни редиците им. Разделяне на общия основа повърхност тектонска структура да се класира компоненти по същество не много различни от известния метод на пълзяща средна, с което се извършва изглаждане експериментални графики за скрининг на множество страничен удар фактори и определяне на обща функционална зависимост изследвани модели. Това намалява честотата разлагане структурна основа повърхност с идентифицирани по-рано нива мащаб, при което значителна промяна на ориентацията и деформационните стойности. Тези изчисления могат да изградят три еднакви карти структури фондация повърхността на плочите Timan- Pechorskaya и неговата рамка в мащаб 1: 1 000 000. Тези карти са комбинирани с оригиналната повърхност служи като изходен материал за откриване на статистическа връзка между тези параметри и съдържанието на нефт и газ на територията на страната. Изследването на това влияние се извършва чрез оценка на вероятността от натрупване на отлагания от различни видове в зависимост от параметрите на основната повърхност. Вероятностни стойности са изчислени като съотношението на площта на депозити, които са в рамките на избран обхват от амплитуди повърхностно фундаментни конструкции или компоненти ранг (Сам), към общата площ на интервала (Sn) на територията Timan- Pechora басейна:

P = Sam / Sn.

Важно е този параметър да не зависи от естеството на разпределението на амплитудните стойности на основната структура върху района и следователно да е по-обективно. Стойността на P в общия случай ни показва вероятността да срещнем избран тип депозити в областта, заемана от анализирания интервал от амплитуди. То може да отнеме стойности от 0. Ако в зоната на даден интервал от амплитуди няма нито един депозит, до 1, ако площта на разглеждания интервал е изцяло в полето. Изглежда също така важно, ако въпросният индикатор (дълбочината на повърхността на основата или амплитудата на нейните ранг компоненти) не е свързан с разпределението на нефт и газ, т.е. е произволна променлива, тогава стойностите на P ще са склонни към константа. В този случай графиката на зависимостта ще има формата на хоризонтална линия. Наличието на максимуми и минимуми ни позволява да приемем (с достатъчна представителност на извадката) наличието на определена връзка между разглежданите параметри и да преценим статистическата форма на тази връзка.

За да се определи естеството на връзката между структурата на фундаментната повърхност и местоположението на въглеводородни находища от различен тип, авторите на тази статия са използвали данни за разположението на повече от 150 известни отлагания в басейна на Тиман-Печора. Вероятността за срещата е била изчислена отделно за полетата на кондензат на нефт и газ и газ (Фигура 3).

Относително по-висока степен на вероятност за задоволяване както нефт и газ кондензат депозити на възможните области, където дълбочината на повърхността на основа варира 2000-10000 м. И нефтени находища графика има сравнително сложна форма с три върха с вероятност стойности по-високи от 0.04 и което съответства на дебелината на основата -2500, -4000 и -6000 м и газ кондензат депозити се намира в по-тесен диапазон на дълбочина на основата -. от -4500 до -9000 m максимална вероятност срещи площадка и, където е разположен в основата на дълбочина 8500 m. Така идентифицират специално характер на разпределението на нефтени и газови находища, които са още по-ясно, ако вземем предвид структурата на чин, представляваща повърхността на основата. Така, на фиг. 3 показва вероятността от среща нефтени и газови полета в зависимост от стойността на амплитудата структури втората степен основа повърхност, т.е. структури, които имат площ от 0,6-4,5 км 2. По отношение на структурите, дадени петролни полета размери са разположени в кръг амплитуда от -1800 до 1600 м, а е възможно да се отбележи, някои от техните по-голям афинитет към най-издигнатите и обратно, за да Най-огънатите части от структурата на дадено измерение. Газовите и газови кондензационни полета са ясно ограничени до отрицателните структури от 2-ра степен. Следователно тук отново наблюдаваме характерните разлики в местоположението на въглеводородите от различни видове.

Тези различия са още по-ясно, по отношение на вероятността за среща в зависимост области на различните видове стойности повърхностни амплитудата на трето мазето (най-местна) ранг (вж. Фиг. 3). нефтени находища среща вероятността е най-висока при екстремни условия на структурата на повърхността -1600 и 1600 метра, а на газ, газов кондензат полета имат лек тенденция да се поставят в областта на нула бележи амплитуда структури третият ранг.

Като обобщим горното, можем да направим следните изводи.

Първо, различията в естеството на разпределението на депозитите от различен тип в зависимост от структурата на повърхността на фондацията могат да бъдат ясно проследени. Маслените отлагания се намират в по-широк диапазон от дълбочини на фундаментната повърхност и освен това се притеглят към най-високите и по-ниски участъци от структурните повърхности на 2-ра и 3-та степен.

По-вероятно е газовите полета да се намерят там, където основната повърхност е потопена, а местните структури имат сравнително малка амплитуда.

На второ място, ранг подходът към изследването на повърхностната структура на фондацията ни позволява да разкрием скритите закономерности в природата на свързването на тази структурна повърхност и местоположението на нефтените и газовите ниви.

Откритите закономерности позволяват вероятностно прогнозиране на откриването на находища от различен тип, като се използват структурни характеристики на основната повърхност на басейна Тиман-Печора като критерий за търсене.

Изделието е посветено на изследването на ефекта на повърхностната структура на сутерена върху характера на разпределението на нефт и газ в Тимоно-Пешора. Предлага се нов вероятностни подход към изследването на връзката между класираните параметри на повърхността на сутерена и естеството на нефтения и газовия потенциал, без съмнение, много обещаващ. Получените резултати разкриват интересните перспективи на тектодинамичните параметри за полетата на нефт и газ. Разкритите закономерности изглеждат нови и имат определен научен и практически интерес.

Фиг.1. СТРУКТУРНА КАРТА НА ПОВЪРХНОСТТА НА ФОНДАЦИЯТА НА ТИМАНО-ПЕЧОРСКИ БАЗА И СЕМЕЙСТВОТО

1 - изохипове на основата, м

Фиг. 2. ХАРАКТЕР НА РАЗПРЕДЕЛЕНИЕ НА ТЕКТОНИЧНИТЕ СТРУКТУРИ В ЗОНАТА ЗА СЕВЕР НА ЕВРОПЕЙСКАТА ЧАСТ НА РУСИЯ (ПО РИЖОВ ПРЕЗ 1988 г.)

Структури: A - неотектон, В - долни пермийски находища (р1), В - отблъснати от дъното на Доманикова хоризонт (D3 dm), D - разпределени по повърхността на мазето

Фиг. 3. вероятността за въздействие на нефтени и газови находища на базата на структурата на стойност на амплитудата на мазето Тимах-Pechora Басейнова

Депозити: 1 - масло, 2 - газ и газ кондензат