VIP Studio ИНФО Многопараметровая физико-геологическая модель Верхнечонского газоконденсатно-нефтяного месторождения
levitra bitcoin

+7(495) 725-8986  г. Москва

Журналы

  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Серия
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Журнал
  • Серия


    Серия "Гуманитарные
    науки"

  • Серия


    Серия
    "Экономика
    и Право"

  • Серия


    Серия
    "Естественные и
    Технические науки"

  • Серия


    Серия
    "Познание"

  • Журнал


    Журнал
    "Минеральные
    ресурсы России"

  • Журнал


    Журнал
    "Геология
    Нефти и Газа"

  • Журнал


    Журнал
    "Маркшейдерия и
    Недропользование"

  • Журнал


    Журнал
    "Земля Сибирь"

Л.А. Барышев,  (ОАО “Верхнечонскнефтегаз”)

А.С. Барышев,  (ИЗК СО РАН)

Журнал «Геология Нефти и Газа» # 2008-4
 

 

Верхнечонское газоконденсатно-нефтяное месторождение с извлекаемыми запасами 225 млн т нефти относится к классу крупных и совместно с Талаканским газонефтяным месторождением составляет основу подготавливаемого перспективного Талаканско-Верхнечонского центра нефтедобычи. Сегодня, когда месторождение находится на стадии доразведки и эксплуатации, особенно актуальны вопросы создания надежных геологических и гидродинамических моделей, которые должны обеспечить решение наиболее важных проблем нефтедобывающих компаний – проектирование кустов эксплуатационных скважин, повышение достоверности оценки запасов, разработку оптимальной и экономически рентабельной схемы эксплуатации месторождения. Практический многолетний опыт разведки Верхнечонского месторождения показал всю сложность решения задачи прогнозирования нефтегазовых залежей по геофизическим данным. Многими исследователями  было отмечено, что залежи характеризуются сложным строением резервуаров и невыдержанностью емкостных свойств коллекторов как за счет изменения литологии пород, так и за счет локального засолонения их порового пространства [1, 2, 3]. Причины и механизм возникновения этих природных явлений и сегодня остаются малоизученными, хотя именно они в конечном итоге определяют фильтрационно-емкостные свойства нефтегазоносных горизонтов.

Современные технологии обработки и интерпретации сейсмических данных (3D- и 2D-МОГТ) позволяют создавать детальные параметрические модели пористости, проницаемости, флюидонасыщенности и других свойств коллекторов. Однако практика показывает, что точность и достоверность таких моделей при проверке бурением не оправдывают больших ожиданий. Причиной этого является то, что эти параметрические модели получены путем обратного преобразования (инверсии) сейсмических параметров в петрофизические и емкостные характеристики среды на основе их взаимных корреляционных связей. При этом, несмотря на многофакторную зависимость параметров волнового поля от многих геологических характеристик пород (гранулометрический состав, сцементированность, глинистость, засолоненность, пористость, проницаемость и др.), для построения моделей используются однофакторные корреляционно-регрессионные уравнения связи только с одним искомым параметром геологической среды. Таким образом, параметрические модели отдельных петрофизических свойств коллекторов часто не содержат никакой геологической информации о генезисе и структурно-тектоническом строении нефтегазовых залежей и не могут считаться самодостаточными.

В связи с этим, авторы статьи представляют, что успешное прогнозирование резервуаров возможно только при создании интегрированной многопараметровой физико-геологической модели, основанной на исследовании совокупности факторов образования и структурно-тектонических элементов строения месторождения.

Рассмотрим многопараметровую физико-геологическая модель Верхнечонского месторождения, включающую теплоэнергетическую, структурно-геологическую и сейсмическую составляющие.

Теплоэнергетическая составляющая.

Уникальность масштаба скопления УВ на месторождении не вписывается в параметры, определяемые классической теорией биогенного образования крупных нефтегазовых залежей, ни по мощностям нефтематеринских толщ, ни по термобарическим условиям их катагенетического преобразования.

    Во-первых, как известно, мощности продуктивных терригенных отложений нижнемотской подсвиты в присводовой части Верхнечонского поднятия сокращены и не превышают 30 м.

    Во-вторых, Непско-Ботуобинское сводовое поднятие начиная с венда развивалось в прерывисто-восходящем тектоническом режиме и материнские осадочные толщи никогда не находились на палеоглубинах с температурами, необходимыми для начала и прогрессивного развития процессов нефтегазообразования. Такое несоответствие многие исследователи объясняют эмиграционным притоком нефтегазовых флюидов из прилегающих к своду палеопрогибов с высоким потенциалом ОВ, прошедшего главную фазу нефтегазообразования. Большинство исследователей считают главной зоной нефтегазообразования Предпатомский региональный прогиб. В то же время проведены исследования, показывающие, что миграцию УВ из зон, удаленных от современных залежей, ни теоретически, ни практически объяснить не удается, а при образовании нефти и газа и формировании их залежей источником энергии являются другие факторы, кроме температуры и давления. Такой источник имеется в самом ОВ в виде парамагнитных центров и реализуется при изменении напряженного состояния пород при дискретных тектонических процессах [4].

Общим для разных воззрений на генезис УВ и формирование их скоплений является теплоэнергетическое обеспечение процесса нефтегазообразования. Главный этап генерации микронефти наступает при погружении нефтегазоматериских толщ на глубину 2-3 км в зону повышенных температур (от 60-80 до 150-180о). Метрически диапазон глубин и температур численно связан через значение регионального усредненного геотермического градиента. Но в каких-то определенных локализованных участках, в пределах зон нефтегазонакопления, могут создаваться условия для резкого возрастания теплового потока из недр Земли. Следствием аномально высокого теплового потока будет смещение главной зоны нефтегазообразования на более высокие гипсометрические уровни. Действием двух дополнительных теплоэнергетических факторов и обусловлено большемасштабное скопление УВ на Верхнечонском месторождении. Первый фактор связан с крупным глубинным диапиром пород основного-ультраосновного состава, второй – с локализованной зоной повышенной проницаемости (электропроводности) земной коры.

Породы диапира основного- ультраосновного составов, вследствие своей высокой плотности и намагниченности, отражаются повышенными гравиметрическими и магнитными аномалиями. Критериями выделения глубинного диапира служит пространственное совмещение положительных магнитных (до 700 нТл) и гравитационной (до 15×10-2 м/с2) аномалий. Тепловой энергетический потенциал диапира весьма большой и определяется его объемом, превышающим 10000 км3. Глубина до верхней кромки диапира оценивается в 3-4 км (рис. 1).

 

Рис. 1. СТРУКТУРА ВЕРХНЕЙ ЧАСТИ КОНСОЛИДИРОВАННОЙ ЗЕМНОЙ КОРЫ НА ВЕРХНЕЧОНСКОЙ ПЛОЩАДИ
1 – глубинные разломы в фундаменте платформы, выявленные по комплексу геофизических данных; выявленные по данным сейсморазведки: 2 – грабенообразные структуры, 3 – разломы; 4 – изогипсы поверхности фундамента, м; 5 – глубинный диапир основного-ультраосновного состава (по геофизическим данным); 6 – зона повышенной проницаемости в земной коре; 7 – граница распространения горизонта ВЧ1+2; 8 – лицензионный контур Верхнечонского месторождения

 

Зоны повышенной электропроводности, выделяемые по данным глубинных магнитотеллурических зондирований, рассматриваются как результат структурно-вещественного преобразования земной коры, производимого поднимающейся флюидно-магматической колонной. Локализованные проводящие неоднородности объясняются присутствием в породах минералов-проводников, причем с хорошими электрическими связями между собой или наличием ионной проводимости. Значение электропроводности зависит от числа электронных и ионных проводников, а последние прямо связаны с пористостью и трещиноватостью геологической среды. Предполагается, что в силу особого реологического состояния пород (особенно в зонах глубинных разломов) на соответствующих глубинах возникают условия, благоприятные для накопления высокопроводящего глубинного флюида. Эти условия могут соответствовать катакластическому состоянию, когда среда пронизана сетью мелких трещин, соединенных между собой. Верхнечонская проводящая геоэлектрическая неоднородность имеет следующие параметры: глубина до верхней кромки 10 км, мощность по вертикали 20 км, проводимость 50000 См (см. рис. 1).

В своей пространственной совокупности глубинные разломы и магматическая колонна формируют зону повышенной проницаемости, которая выступает концентратором глубинного флюидного потока, а следовательно, и тепловой энергии, которая и может обеспечить высокую степень катагенетических преобразований ОВ в отложениях венда – кембрия. Геологическое время начала действия этих факторов исчисляется со среднего палеозоя.

Структурно-геологическая составляющая.

Основу модели Верхнечонского месторождения составляют структурные карты по стратиграфическим подразделениям венда – кембрия, разрывные нарушения фундамента и осадочного чехла, субпластовые и секущие магматические тела.

В структурном отношении Верхнечонское месторождение расположено в апикальной части Верхнечонского поднятия, которое осложнено рядом глубинных разломов. Как известно, сложность строения залежи УВ определяется целым рядом факторов, основными из которых являются: динамика и палеогеоморфологические условия осадконакопления нефтегазоносных отложений, определяющие мощности и гранулометрию продуктивных пластов, стратиграфическое выклинивание горизонтов, литологическое замещение коллекторов; тектоническая активизация, деструктивно проявляющаяся после формирования залежи. Условия осадконакопления изначально определялись палеогеоморфологической поверхностью кристаллического фундамента и мерой активности вертикальных движений блоков, разграниченных сетью разломов.

По комплексу геофизических данных (магнитометрия, гравиметрия, глубинное сейсмическое зондирование) выделены глубинные разломы, по пространственной ориентировке образующие три системы: северо-западную, северо-восточную и субширотную. Выделенные системы глубинных разломов образуют мозаику разновеликих блоков (см. рис. 1). В зависимости от знака, направленности и интенсивности тектонических движений в отдельные стадии развития, одни блоки воздымаются и служат областями сноса или замедленного накопления осадков, другие опускаются и являются областями интенсивного накопления осадков, а межблоковые зоны обретают повышенную трещиноватость и флюидопроницаемость. Глубинные разломы в какой-то мере приводят к деструкции осадочного чехла, разрушению первоначальной текстуры, структуры или существенному изменению состава пород путем вторичного минералообразования. При формировании гидродинамических моделей исключительно важно выделение реальных разрывных структур, которые нарушают целостность ловушки УВ и создают пути перетока жидких и газовых флюидов или образуют гидродинамически изолированные резервуары.

Перекрывающие фундамент венд-кембрийские отложения в процессе своего накопления, прежде всего, заполняют и нивелируют отрицательные формы рельефа. Этот процесс хорошо прослеживается при последовательном рассмотрении структурных планов поверхности фундамента, кровли терригенного комплекса осадков (нижнемотская подсвита) и осинского горизонта в низах усольской свиты.

Структурно-эрозионная поверхность фундамента платформы, амплитуда колебаний которой укладывается в диапазон ~80 м (от -1240 до -1320 м), очень мозаична и предопределена разломной тектоникой (см. рис. 1).

Изогипсы поверхности кровли нижнемотской подсвиты имеют в плане более плавные очертания, а диапазон их относительных превышений также составляет ~ 80 м (от -1190 до -1270 м) (рис. 2). Заметим, что граница распространения верхнечонского нефтегазоносного горизонта определяется влиянием разломов северо-восточного направления.

 

Рис. 2. СТРУКТУРНЫЙ ПЛАН КРОВЛИ НИЖНЕМОТСКОЙ ПОДСВИТЫ
1 – глубинные разломы, залеченные дайками траппов; 2 – изогипсы поверхности нижнемотской подсвиты, м;
остальные усл. обозначения см. на рис. 1

 

Структурный план по поверхности осинского горизонта еще сохраняет влияние блоковых движений, но уже в значительно снивелированной форме, хотя перепад абсолютных отметок соизмерим и составляет ~100-110 м. Осевая линия Верхнечонского поднятия остается квазистабильной и орентирована в северо-западном направлении.

Зоны глубинных разломов характеризуются длительным развитием и неоднократной активизацией. Наиболее масштабная активизация глубинных разломов отмечается в пермотриасовом периоде, когда произошло массовое внедрение пород трапповой формации. На Верхнечонской площади выделены две зоны даек траппов, которые залечивают Могинско-Ленский и Тымпычано-Ботуобинский глубинные разломы (см. рис. 2). Могинско-Ленская дайковая зона наиболее крупная и протягивается на 125 км в северо-западном направлении. Субвертикальные дайковые тела представляют собой практически абсолютно непроницаемые перегородки и разделяют залежи УВ на отдельные гидродинамически не связанные резервуары.

Основные характеристические параметры Верхнечонского месторождения сводятся к следующему: промышленные скопления нефти и газа установлены в двух горизонтах – верхнечонском (песчаники) и преображенском (доломиты). Находясь в сводовой части поднятия, продуктивное поле в то же время расчленяется на ряд самостоятельных залежей с литологическими ограничениями и тектоническими экранами. Основным продуктивным горизонтом на месторождении является верхнечонский, в котором выделяются два пласта песчаников: ВЧ1 (верхний) и ВЧ2 (нижний), разделенные аргиллито-алевролитовой перемычкой максимальной мощностью 24,6 м. В северо-западном направлении пласт ВЧ2 постепенно выклинивается одновременно с глинистой перемычкой [2].

Современный сложный характер флюидонасыщения месторождения обусловлен как первичным строением ловушки, так и последующими геологическими процессами в ходе ее заполнения УВ и преобразования. В процессе заполнения ловушки и всего периода ее существования, в эпохи тектонической активизации происходило частичное разрушение залежи с участием флюидопроводящих разломов и вулканических аппаратов. Все это приводило к нарушению гидродинамического режима и эпигенетической цементации пород-коллекторов галитом, ангидритом, карбонатами. В результате этих процессов произошли сокращение общего порового пространства и запечатывание отдельных участков залежи. Следовательно, выделение всех осложняющих залежь УВ-элементов на стадии разведки и подготовки месторождения к эксплуатации имеет первостепенное значение, что, в свою очередь, требует привлечения и использования всей полноты имеющихся геофизических данных.

На этапе доразведки и эксплуатации месторождения большое практическое значение имеет доказанная возможность прогнозировать участки с пониженными емкостью и проницаемостью продуктивных пластов-коллекторов. Для Верхнечонского месторождения главная проблема заключается в предсказании участков засолонения. Факторы постседиментационного засолонения коллекторов рассмотрены в работе [1]. Установлено, что главная и практически единственная причина регионального засолонения подсолевых терригенных коллекторов – термобарический метаморфизм рассолов (снижение температур и давлений). Дизъюнктивная деятельность траппового магматизма значительно активизировала эти процессы, но тепловое воздействие траппов и последующее охлаждение способствовали засолонению коллекторов незначительно.

Авторы статьи составили схему сопоставления геолого-геофизических данных месторождения (рис. 3), на которой показано распространение зон субвертикальных трапповых тел, вулканических аппаратов и их сближенных групп. Субвертикальные трапповые тела представлены штоками и дайками. Вулканические аппараты, фиксируемые локальными аэромагнитными аномалиями, имеют разную геологическую природу – это туфовые трубки взрыва и, возможно, кимберлитовые тела. Но в физико-механическом отношении вся их совокупность относится к деструктивным элементам, нарушающим первоначальную целостность как пород-коллекторов, так и покрышек. Трубки взрыва по своему физическому механизму образования обусловливают возникновение субвертикальных зон деструкции горных пород диаметром первые сотни метров. Такого рода зоны деструкции, которые будут практически открытыми на начальном этапе формирования и высокопроницаемыми после их заполнения осадочно-вулканогенными образованиями, служат каналами выхода УВ в палеоатмосферу или перетока в вышележащие резервуары.

 

Рис. 3. СХЕМА СОПОСТАВЛЕНИЯ ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКИХ ДАННЫХ ПО КАЧЕСТВУ КОЛЛЕКТОРОВ
1 – вулканические аппараты, фиксируемые локальными аэромагнитными аномалиями;
2 – зоны интенсивного внедрения субвертикальных трапповых тел;
3 – зоны засолонения песчаников верхнечонского горизонта (содержание NaCI > 5 %);
4 – непродуктивные скважины, вскрывшие верхнечонский горизонт; остальные усл. обозначения см. на рис. 1

 

Переток, отрицательно влияющий на сохранность месторождения, со временем прекращается самозалечиванием каналов пластическим течением вышележащих солей.

Связанный с внедрением интрузивных и вулканических масс прогрев осадочного чехла привел к резкому увеличению растворимости солей в водах, что обусловило формирование рассолов с высокой минерализацией. Эти рассолы, в силу их высокой плотности, по закону гравитации могли опускаться и проникать в поровое пространство нижележащих подсолевых резервуаров, в том числе и заполненных флюидами. Рассолы, будучи более плотными, вытесняют наверх материнский флюид в порах. В последующем, при понижении температуры, растворы становятся пересыщенными, и в поровом пространстве уже рассолосодержащих коллекторов происходит выпадение солей (галита и сульфатов). Процесс засолонения уменьшает объем порового пространства и отжимает УВ, увеличивая давление флюида. Временной интервал протекания процесса засолонения весьма широк, но наиболее интенсивное и масштабное засолонение отмечено в пермотриасовый период.

В 2007 г. В.А.Ващенко и К.С.Турицын на основе обработки данных ГИС и керна Верхнечонского месторождения провели исследования по выделению зон различного качества и степени засолонения терригенных коллекторов. По результатам этих исследований построена карта процентного содержания соли (NaCl) в песчаных пластах ВЧ1 и ВЧ2 верхнечонского горизонта. В зонах интенсивного засолонения суммарное значение содержания NaCl в обоих пластах песчаников превышает 5 % (см. рис. 3).

Пространственное совмещение зон интенсивного внедрения трапповых тел с зонами засолонения коллекторов показывает высокую степень их соответствия. На западе и юго-западе границы этих зон практически совпадают с границами лицензионного контура и месторождения. На востоке Верхнечонское месторождение ограничивается обширной зоной засолонения, связаннной с внедрением трапповых тел через Могинско-Ленский и Тымпычано-Ботуобинского разломы. В центральной части месторождения зона засолонения верхнечонского горизонта, имеющая субмеридиональное направление, следует контуру интенсивного проявления секущих трапповых тел и вулканических аппаратов. Вся слоистая пачка, включающая пласты ВЧ1 и ВЧ2 и глинистый прослой, была механически нарушена при внедрении трапповых образований. Засолонение коллекторов обоих продуктивных пластов происходило в очень сближенных пространственных границах, что является следствием поступления рассолов через одни и те же субвертикальные каналы.

Высокая вероятность отсутствия коллекторов в зонах деструкции и засолонения подтверждается также тем, что из 28 непродуктивных скважин Верхнечонской площади 21 скважина находится в контурах этих зон (см. рис. 3).

    Сейсмическая составляющая многопараметровой модели определяет процесс изучения месторождения в современном состоянии, в котором запечатлены все конструктивные и деструктивные события в длительной истории его развития. Основой сейсмической составляющей является сейсмогеологическая модель подсолевого комплекса осадочного чехла, созданная в результате комплексной интерпретации сейсмических данных 2D-МОГТ и ГИС. Эта объемная модель включает структурные поверхности опорных сейсмических горизонтов: А – кровлю подсолевого комплекса, М2 – кровлю терригенных отложений нижнемотской подсвиты, Ф – поверхность фундамента и тектонические нарушения, выделенные и закартированные по сейсмическим разрезам МОГТ (рис.4). Региональные глубинные разломы, определяющие блоковое строение фундамента, имеют продолжение в осадочном чехле и хорошо видны в поле отраженных волн (см. рис. 4).

 

Рис. 4. СЕЙСМОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МОДЕЛЬ ВЕРХНЕЧОНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
Глубинные разломы на сейсмических разрезах: А – Талаканский грабен, профиль 101185,
Б – Могинско-Ленский разлом, профиль 081185, В – глубинный разлом, профиль 121184

 

Талаканский грабен имеет северо-западное простирание и рассматривается как восточная граница месторождения. На сейсмических временных разрезах он выделяется по резкому “проседанию” осей синфазности в подсолевом комплексе осадочного чехла и прослеживается узкой полосой шириной от 1 до 2 км, затрагивая также солевую и надсолевую части разреза. В нижней части грабен заполнен рифейскими отложениями, кровля которых находится на уровне поверхности фундамента смежных участков. Вскрытая толщина рифея 136 м (скв. 82). Плоскости сбросов, ограничивающих грабен, субвертикальны. Амплитуда смещения по сбросам достигает 50 м.

Могинско-Ленский разлом отчетливо проявляется на временных разрезах в виде узкой зоны нарушения корреляции сейсмических горизонтов по всему разрезу осадочного чехла (от фундамента до дневной поверхности). Этот разлом субширотного направления разделяет месторождение на северный и центральный блоки. Центральный блок поднят, северный – опущен. Амплитуда смещения блоков составляет в среднем 10-20 м. Разлом сопровождается выходом на поверхность секущих даек траппов, одна из которых вскрыта на уровне даниловской свиты скв. 30. Еще один глубинный разлом северо-западного простирания на сейсмическом разрезе по профилю 121184 интересен тем, что вдоль него в скв. 25, 26, 49, 93 установлено засолонение продуктивных песчаных горизонтов ВЧ1 и ВЧ2, а также ухудшение коллекторских свойств преображенского горизонта доломитов (см. рис. 4).

В северо-западной части лицензионного контура месторождения по данным сейсморазведки южнее и севернее Могинско-Ленского разлома в подсолевом и солевом комплексах выделяются разрывные нарушения северо-западного и северо-восточного простираний. Эти малоамплитудные (10-15 м) разломы разбивают осадочный чехол на ряд мелких блоков.

В целом для выделенных по комплексу геофизических методов (сейсморазведка, гравиразведка, магниторазведка) разрывных нарушений положение тектонических блоков соответствует общему характеру поведения структурных планов горизонтов подсолевого комплекса и поверхности фундамента.

Наибольший интерес в многопараметровой модели представляют сейсмические аномалии и их причинно-следственные связи с рассмотренными структурно-тектоническими элементами и емкостными свойствами песчаных пластов ВЧ1 и ВЧ2. Комплексная схема интерпретации сейсмических аномалий представляет собой многослойное наложение графических текстур следующих параметров (рис. 5):

  • первый (нижний) слой – тонокодированное изображение карты засолонения верхнечонского горизонта;
  • второй слой – тонокодированное изображение карты удельной емкости верхнечонского горизонта (произведение эффективной толщины коллектора на коэффициент пористости);
  • третий (верхний) слой – локальные амплитудные аномалии по данным динамической обработки временных разрезов МОГТ.
 

Рис. 5. КОМПЛЕКСНАЯ СХЕМА ИНТЕРПРЕТАЦИИ СЕЙСМИЧЕСКИХ АНОМАЛИЙ
1 – совмещенное изображение карт удельной емкости и засолонения верхнечонского горизонта: а – высокий процент засолонения и низкая емкость,
б – низкий процент засолонения и высокая емкость; 2 – глубинные разломы, выявленные по комплексу геофизических данных;
3 – амплитудные сейсмические аномалии; 4 – скважины глубокого бурения: а – продуктивные, б – непродуктивные, в – проектные

 

Первые два слоя являются взаимообратными характеристиками коллекторов и при наложении цветовых оттенков образуют зоны, отображающие продуктивность верхнечонского горизонта. Светлые зоны характеризуются высокой степенью засолонения (NaCl > 5 %) и, как следствие, низкой емкостью. Темные зоны соответствуют высокоемким коллекторам с низкой степенью засолонения.

Крупная амплитудная сейсмическая аномалия, выделенная по результатам динамической обработки и интерпретации сейсмических волновых разрезов МОГТ в терригенном комплексе осадочного чехла (Барышев Л.А., 2004), закрывает примерно 90 % всей продуктивной площади в лицензионном контуре месторождения (см. рис. 5). Тесная связь этой аномалии с удельной емкостью верхнечонского горизонта представляется очевидной, так как ее контуры во многом совпадают с зонами высокоемких коллекторов, а непродуктивные (законтурные) скважины находятся в зонах засолонения за ее пределами (Барышев Л.А., 2004).

Обобщая материалы по всем трем составляющим многопараметровой физико-геологической модели, можно сделать следующий вывод.

Глубинные теплоэнергетические факторы (диапир, зона повышенной электропроводности, глубинные разломы) оказали существенное влияние на формирование скоплений УВ в пределах Верхнечонского сводового поднятия. Структурно-тектонические элементы геологического строения месторождения (глубинные разломы, зоны деструкции, связанные с магматическими телами (штоки, дайки, трубки взрыва), возникшие в процессе его развития, во многом определили пространственное распределение коллекторских свойств (пористость, засолонение) продуктивных песчаных пластов в терригенном комплексе осадочного чехла. Сейсмические аномалии являются следствием проявления структурно-тектонических факторов в волновом поле и имеют тесную связь с продуктивностью и емкостными свойствами верхнечонского нефтегазоносного горизонта.

Корректно построенная и максимально дифференцированная многопараметровая модель Верхнечонского месторождения дает возможность оценить степень целостности залежей УВ, предвидеть места возможного ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов и разрывов их гидродинамических связей. Предложенная модель может быть положена в основу разработки прогнозно-поискового методического геолого-геофизического комплекса для выявления и оценки зон с высокими фильтрационно-емкостными свойствами в терригенных отложениях венда – кембрия.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Анциферов А.С. Метаморфизм рассолов и засолонение коллекторов нефти и газа Ленно-Тунгусской нефтегазоносной провинции // Геология и геофизика. – 2003. – Т. 44. – № 6.
2. Мандельбаум М.М. Методика и технология открытия крупных и уникальных месторождений нефти и газа на юге Сибирской платформы / М.М.Мандельбаум, Г.А.Хохлов, В.А.Кондратьев, В.Б.Мазур // Разведка и охрана недр. – 2005. – № 2-3.
3. Непско-Ботуобинская антеклиза – новая перспективная область добычи нефти и газа на Востоке СССР / Под ред. А.Э.Конторовича, В.С.Суркова, А.А.Трофимука. – Новосибирск: Наука, 1986.
4. Нестеров И.И. Генезис и формирование залежей углеводородного сырья // Геология нефти и газа. – 2004. – № 2.


©  Л.А. Барышев, А.С. Барышев, Журнал "Геология Нефти и Газа" - 2008-4.
 

 

 

SCROLL TO TOP
viagra bitcoin buy

������ ����������� �������@Mail.ru