Западно-сибирской провинции

Северные газоносные области занимают территорию северных районов Западно-Сибирской низменности (см. рис. 67). Здесь от­крыты такие известные месторождения, как Уренгойское, Ямбург- ское, Бованенковское, Заполярное и Медвежье. Промышленные скопления нефти в этом регионе установлены в последнее время на Русском, Новопортовском, Губкинском, Уренгойском и других ме­сторождениях. Ввиду того, что многие известные месторождения ре­гиона разведаны не по всей глубине структур, а лишь частично, есть все основания рассчитывать на дальнейшее расширение сырьевой

- 184 -

базы за счет открытия газовых, газоконденсатных и нефтяных ско­плений.

Основные черты геологического строения. В строении северных нефтегазоносных областей, соответствующих в тектоническом от­ношении северной части Западно-Сибирской платформы, прини­мают участие три структурных этажа — фундамент, промежуточный и платформенный этажи. Фундамент, вскрытый скважинами на Но- вопортовской площади на глубинах 2500—2800 м, погружается, по данным геофизических исследований, в пределах Пурского прогиба до глубины 10 км. Возраст его различен: на западе — герцинский, на востоке — каледонский. Предполагается, что промежуточный этаж представлен преимущественно пермо-триасовыми образованиями. Мощность осадочного чехла региона на большей части описываемо­го региона составляет 6000 м, однако нижняя часть разреза бурени­ем не изучена.

Нижне-среднеюрские отложения (заводоуковкская серия), вскрытые единичными скважинами, представлены чередовани­ем пачек песчаников, алевролитов и аргиллитов обшей мощностью 220-445 м. Отложения верхней юры мощностью до 150 м, сложен­ные монотонной толщей аргиллитов, являются региональной по­крышкой на большей части области. Неокомские отложения, также, как и аптско-альбскосеноманские (покурская свита), представлены неравномерным чередованием глинистых и песчано-алевролитовых пород. Верхнюю часть покурской свиты слагают продуктивные от­ложения сеномана — однообразная толща серых, часто глинистых пес: ков. Покрышкой служит вышележащая толща глинистых и опо- ковидных пород туронско-палеогенового возраста. Мощность этих отложений достигает 1000 м.

В пределах области выделяется ряд крупных положительных и отрицательных тектонических элементов, обусловленных блоко­вым строением фундамента платформы: Среднеямальский, Гыдан- ский своды, Уренгойский мегавал, Нижнепурский мегапрогиб и др. Для этих элементов характерны значительные размеры и амплиту­да, а также развитие в их пределах валов, куполовидных поднятий и других, более мелких структурных осложнений. Локальные подня­тия имеют различные размеры: наиболее крупные 150x50 км, сред­ние — 40x20 км, мелкие — 10x5 км. Характерной особенностью ло­кальных складок является уменьшение их амплитуды вверх по раз­резу.

Газонефтеносность. В разрезе осадочного чехла выделяются два основных газонефтесодержащих комплекса, перекрытых глинисты­ми толщами, играющими роль региональных покрышек и контро­лирующими распределение залежей нефти и газа. Основной про­дуктивный комплекс — сеноманский — перекрыт региональной туронско-палеогеновой покрышкой. Отложения сеномана характе-

- 185 -

ризуются исключительно благоприятными условиями для накопле­ния и сохранения крупных залежей газа. Песчано-алевритовые кол­лекторы отличаются высокими емкостными свойствами: открытая пористость их 26-34%; проницаемость нередко достигает 6 • 10'¹² м², составляя в среднем (1 —1,5) • 10 м². Это обусловливает очень высо­кие дебиты газа из сеноманских отложений (1—2 млн. м³/сут). За­лежи газа в сеномане открыты на большинстве месторождений ре­гиона. На Русском месторождении в отложениях сеномана впервые установлена нефтяная залежь промышленного значения с обшир­ной газовой шапкой. Значительные скопления газа и нефти содер­жатся в неокомском комплексе. На Новопортовском, Уренгойском, Ямбургском, Песцовом и ряде других месторождений нефтегазонос­ны отложения валанжина.

Другой газонефтеносный комплекс территории — нижне­среднеюрский — перекрыт глинами верхнеюрского возраста, про­дуктивен на Новопортовском, Уренгойском, Тазовском и других месторождениях, где были получены промышленные притоки газа, а также притоки нефти.

Газоносными могут быть и отдельные песчано-алевролитовые пласты внутри указанных региональных покрышек. В частности, внутри туронской покрышки обнаружена залежь газа на Заполярном месторождении.

Характеристика газа и нефти. Газы сеноманских залежей всех из­вестных месторождений однотипны по составу. Они почти полно­стью состоят из метана (98...99,6%) и имеют ничтожное содержание тяжелых углеводородов (0,1...0,3%). Из неуглеводородных компо­нентов отмечены углекислота (0,5...1,2%) и азот (0,1...0,4%). В газо­конденсатных залежах юры и неокома содержание конденсата до­стигает 350 т/м³.

Газы валанжинской залежи Новопортовского месторождения, где были получены также признаки нефти, характеризуются, наобо­рот, значительным количеством метана (до 88,5%). Нефть Губкин- ского месторождения легкая, ее плотность 0,808 г/см³. Содержание серы 0,11%, парафина 4,41%.

Месторождения газа и нефти. Все месторождения рассматри­ваемой территории приурочены к пологим брахиантиклинальным складкам платформенного типа. Залежи газа в сеномане относят­ся к массивному типу. Залежи в юре и валанжине преимущественно пластово-сводовые, с элементами литологического экранирования. По строению и характеру газоносности почти все месторождения однотипны. Изученный бурением разрез представлен песчано­глинистыми нижне- и верхнемеловыми и палеогенчетвергичными отложениями, смятыми в пологие брахиантиклинальные складки различных размеров и очертаний. Газоносные сеноманские отложе­ния залегают на сравнительно небольших глубинах (700... 1300 м). На

- 186 -

всех месторождениях перспективны в отношении газонефтеносно- сти слабо изученные бурением части разреза юры.

УРЕНГОЙСКОЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Уренгойское газоконденсатное месторождение приурочено к по­логой брахиантиклинальной складке меридионального простирания в центральной части Уренгойского вала (рис. 68). Складка ослож­нена рядом куполов. Размеры ее по кровле сеноманских отложений 95x25 км, амплитуда 210 м, углы падения пород на крыльях не бо­лее 1 °.

Изучены бурением юрские, а также меловые и палеогенчетвер- тичные отложения общей вскрытой мощностью до 5500 м. Газовая залежь связана с отложениями сеномана, которые перекрываются мощной глинистой толщей турона (570...630 м). Кровля продуктив­ных отложений сеномана вскрывается на глубине 1100...1250 м. Се­номанская залежь представлена переслаиванием пластов песчани­ков, алевролитов и глин. При этом на долю коллекторов приходится 50...70%, на долю глин — 25...50%. Глинистые прослои не выдержаны по площади, поэтому все пласты песчано-алевролитовых коллекто­ров гидродинамически взаимосвязаны. Они отличаются высокими емкостными свойствами. Пористость составляет 25...30%, проница­емость преимущественно (60... 175) • 10¹⁴ м². Газовая залежь отлича­ется исключительно высокой продуктивностью. Дебиты газа состав­ляли 1,4...7,9 млн. м³/сут. Пластовое давление в залежи 12,2 МПа, пластовая температура 31,..33°С.

Залежь газа высотой 213 м массивная, по всей площади подсти­лается подошвенной водой. Газоводяной контакт слегка наклонен в северо-восточном направлении. Залежи, близкие по строению к Уренгойской, открыты в сеноманских отложениях на Ямбургском, Медвежьем, Губкинском и других месторождениях севера Тюмен­ской области.

Кроме газовой залежи в сеномане на Уренгое открыто 14 газо­конденсатных залежей с отдельными нефтяными оторочками в ме- гионской и вартовской свитах. Залежи пластовые, сводовые, часто литологически ограничены, средне- и высокодебитные. Дебиты газа составляют 145...627 тыс. м³/сут, конденсата — 20... 150 м³/сут. В по­следние годы значительные запасы конденсата открыты в атимов- ской толще.

НОВОПОРТОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Новопортовское месторождение Ямальской нефтегазоносной области по характеру нефтегазоносности принципиально отлича­ется от многих газовых месторождений севера Тюменской области. Это многозалежное месторождение расположено в юго-восточной части п-ова Ямал. Разрез его слагают отложения юрского, мелово-

- 187 -

го, палеогенового и четвертичного возраста общей мощностью око­ло 2600 м, залегающие на палеозойском фундаменте. Месторожде­ние приурочено к вытянутой в субмеридиональном направлении по­логой антиклинальной складке (рис. 69) амплитудой до 130 м.

На месторождении в разрезе сеномана, апта, готерива- валанжина и тюменской свиты средней юры установлены две газо­вые, шесть нефтегазовых и одна нефтяная залежи. Наибольшее чис­ло продуктивных пластов связано с отложениями новопортовской свиты готерива-валанжина (НП1 — НПю). Эти пласты представлены песчано-алевролитовыми разностями пород и имеют сложное стро­ение. Суммарные мощности пород-коллекторов уменьшаются в се­верном направлении от 103 до 10 м. Здесь все залежи новопортов­ской свиты имеют литологический экран, обусловленный замеще­нием коллекторов глинистыми породами. В связи с этим залежи свиты являются сводовыми пластовыми и литологически экраниро­ванными. По характеру газонефтенасыщения многие залежи явля­ются газовыми с нефтяными оторочками небольшой ширины.

Продуктивные отложения средней юры, апта и сеномана так­же представлены тонким переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. К ним приурочены сводовые водоплавающие залежи.

- 189 -

Рис. 69. Новопортовское месторождение. Структурная карта по кровле коллекторов 6-й залежи (пласты НП9 — НП10) (по С.А. Федорцовой): / — внешний контур газоносности; 2 — внешний контур нефтеносности; 3 — внутренний контур газоносности; 4 — внутренний контур нефтеносности; 5 — границы выклинивания коллекторов; 6 — изогипсы, м

- 190 -

ПРИУРАЛЬСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Приуральская нефтегазоносная область расположена во Внеш­нем поясе Западно-Сибирской низменности, занимает западную окраину Тюменской области. На этой территории были откры­ты первые газовое (Березовское, 1953 г.) и нефтяное (Шаимское, 1960 г.) месторождения Западной Сибири, что послужило решаю­щим толчком для быстрого освоения провинции. Здесь же зароди­лась газонефтедобывающая промышленность Сибири. В 1963 г. газ месторождений Березовского района стал поступать по газопроводу Игрим—Серов на промышленные предприятия Урала.

Основные черты геологического строения.

В тектоническом отношении Приуральская нефтегазоносная об­ласть соответствует территории внешнего моноклинального погру­жения Западно-Сибирской платформы. Общее погружение фун­дамента осложняется поднятиями и впадинами. Наиболее круп­ные тектонические элементы — Северо-Сосьвинский и Кондин- ский мегавалы. Сосьвинский мегавал, к которому приурочены толь­ко газовые месторождения, отделяется от Кондинского, где открыты только газовые месторождения, Верхнекондинским мегапрогибом. В пределах указанных металлов и прогиба выделяется целый ряд бо­лее мелких тектонических элементов, преимущественно валов.

Локальные складки, с которыми связаны месторождения нефти и газа Березово-Шаимской области, являются структурами облекания отложениями осадочного чехла выступов палеозойского фундамента. Поэтому вверх по разрезу эти складки постепенно выполаживаются.

Осадочный чехол обшей мощностью 1100...2500 м сложен по­родами от нижне-среднеюрских до четвертичных. В основании разреза залегает тюменская свита (нижняя — средняя юра), пред­ставленная песчано-гравелитовой, преимущественно глинистыми и песчано-алевритовыми пачками общей мощностью до 100 м. К сводовым частям выступов фундамента свита, как правило, вы­клинивается. Абалакская свита (верхняя юра) мощностью 90 м пред­ставлена аргиллитами с прослоями алевролитов. На склонах подня­тий фундамента разрез свиты сильно опесчанивается. Три нижние песчано-глинистые пачки объединяются в вогулкинскую свиту, или продуктивный пласт И.

Вышележащие отложения тутлеймской, алясовской и частич­но леушинской свиты, относимые к верхнеюрско-неокомскому возрасту, образуют мошную (более 120... 150 м) непроницаемую аргиллито-глинистую толщу. Лишь в разрезе леушинской свиты, от­носимой к верхнему готериву-баррему, выделяются две песчаные пачки (горизонты НиМ) общей мощностью 40...60 м.

Отложения апта и верхнего мела представлены глинистой тол­щей. Общая мощность пород меловой системы в регионе составля­ет около 1400 м.

- 191 -

Нефтегазоносность. Литологофациальные особенности осадоч­ного чехла Приуральской области контролируют распределение не­фтяных и газовых залежей в разрезе.

Основная промышленная газонефтеносность области связана с продуктивным пластом П верхней юры, для которого характерно зо­нальные распространение ввиду выклинивания горизонта к сводам структур и ухудшения его выступов фундамента. Коллекторами го­ризонта служат песчаные и обломочно-песчаные отложения, разви­тые на склонах выступов фундамента. Пористость коллекторов до­стигает 25...32%, проницаемость составляет (15...20) • 10‘¹³ м². Абсо­лютно свободные дебиты газа 1...3 млн. м³/сут. Начальные дебиты нефти 180...350 м³/сут.

Лишь на отдельных месторождениях (Деминское, Южно- Алясовское и др.) встречены непромышленные залежи газа в ниж­ней части готерива-баррема (пласт Н).

Коллекторами нефти и газа также являются зоны трещиноватых пород коры выветривания фундамента, конгломераты и песчаники тюменской свиты.

Характеристика газа и нефти. Газы месторождений области плотностью 0,566...0,600 г/см³ почти полностью состоят из метана (91...97%). Сероводород отсутствует. Из неуглеводородных компо­нентов в газе содержатся углекислота (0,3...2,4%) и азот (1.5...6%). В газах отдельных месторождений отмечается конденсат, содержа­ние которого не превышает 15...18 см³/м³. Нефти Приуральской об­ласти в основном легкие (плотность 0,819...0,836 г/см³), практиче­ски беспарафинистые (2...4,5%) и, в отличие от нефтей других ме­сторождений Западной Сибири, малосернистые. Содержание серы в них, как правило, 0,3...0,5%.

Месторождения нефти и газа. В пределах Приуральской нефтега­зоносной области открыто 39 месторождений нефти и газа, в рас­положении которых наблюдается четкая зональность. В северной части области, в Березовском газоносном районе, приуроченном к Северо-Сосьвинскому своду, выявлены только газовые месторож­дения, а нефтяные залежи неизвестны. Южнее, в Шаимском нефте­носном районе, напротив, среди многочисленных нефтяных ме­сторождений открыто только одно газонефтяное (Семивидовское). Лишь значительно южнее Шаимского района выявлено небольшое Карабашское месторождение газа.

Известные месторождения нефти и газа области приурочены к локальным складкам, которые по природе являются структурами облекания, иногда осложненными разрывными нарушениями. За­лежи нефти и газа из-за зонального характера развития коллекторов (главным образом, на склонах поднятий) имеют кольцеобразную форму и относятся к литолого-страгиграфическому типу.

- 192 -

На месторождениях, где нефтегазонасыщены помимо пласта П породы фундамента, коры выветривания и тюменской свиты, имеются массивные залежи. К ним относятся залежи продуктивного горизонта Н (Деминское, Южно- и Северо-Алясовское месторож­дения).

Большинство месторождений нефти и газа области однозалеж­ные.

Глубины залегания нефтеносного пласта П на месторождениях Шаимского района изменяются от 1450 м (Шаимское) до 2250 м (Ях- линское).

Путинское газоконденсатное месторождение приурочено к поч­ти изометрической брахиантиклинальной складке, осложненной не­большим выступом на южном крыле (рис. 70). Размеры ее по кровле газоносного горизонта 11,5x9,5 км, амплитуда 113 м. Углы падения пород на крыльях 2...3⁰. Вверх по разрезу структура выполаживает- ся. Породы фундамента залегают на глубинах 1720...2010 м и ослож­нены рядом продольных и поперечных сбросов максимальной ам­плитудой до 200 м.

Рис. 70. Структурная карта по кровле продуктивного горизонта Пунгинского месторождения: 1 — изогипсы, м; 2 — контур газоносности; 3 — зона отсутствия продуктивного горизонта

- 193 -

На месторождении газонасыщенны трещиноватые породы фун­дамента, его кора выветривания - породы тюменской свиты и во- гулкинской пачки (пласт П). Эти комплексы проницаемых пород образуют единую гидродинамическую систему. Основной объем за­лежи связан с горизонтом II, залегающим на глубинах 1675... 1900 м и сложенным в верхней части известняком-ракушняком, а в ниж­ней — песчаником и гравелитом. Максимальные эффективные мощ­ности (до 70 м) и лучшие коллекторские свойства пласта приуро­чены к склонам выступов фундамента. Здесь пористость коллекто­ров достигает 28...32%, проницаемость 67 • 10¹³ м². По мере погру­жения коллекторы постепенно замещаются глинами и аргиллита­ми. На своде складки продуктивная толща отсутствует. Залежь газа отличается высокой продуктивностью. Абсолютно свободные деби­ты газа 1,5...3,9 млн. м³/сут; дебиты через 15-миллиметровый штуцер составляли 440...570 тыс. м /сут. Начальное пластовое давление в за­лежи 17,9 МПа.

Почти все остальные газовые месторождения Березовского райо­на имеют геологическое строение, подобное строению Пунгинского.

Мортымъя-Тетеревское, Шаимское нефтяные месторож­дения приурочены к Шаимскому валу. Первое из них связано с крупным поднятием, состоящим из двух структур — Морты- мьинской и Тетеревской. Мортымьинская структура осложнена четырьмя более мелкими куполовидными складками, Шаимская — двумя брахиантиклинальными — Мулымьинской и Трехозерской (рис. 71).

Названные брахиантиклинальные складки имеют в плане до­вольно сложные очертания, характеризуются пологими углами па­дения пород на крыльях (на более I...3⁰) и амплитудами 50...60 м. В строении складки принимают участие юрские, меловые и пале- огенчетвертичные отложения. Фундамент вскрывается на глуби­нах 1450... 1650 м. Широко распространены образования коры выве­тривания фундамента (наибольшая мощность 55 м), отсутствующие в пределах сводовых частей структур.

Промышленная нефтеносность месторождений связана с гори­зонтом, который выделяется в разрезе вогулкинской пачки верхней юры. Горизонт сложен песчаниками, хорошо отсортированными в нижней части, с прослоями известняка и гравелитов в верхней. Горизонт II развит лишь на склонах поднятий и отсутствует в их сводовой и присводовой частях. К нему приурочены нефтяные за­лежи пластового литолого-стратиграфического типа. Эффективная мощность горизонта изменяется от нуля до 40 м. Пористость пес­чаников 11...30%, средняя пористость 21%, средняя проницаемость 28* 10 ^й м². Глубины залегания залежей 1440... 1670 м. При испыта­нии скважин начальные дебиты нефти достигали 350 м³/сут. Пла­стовые давления 15 МПа.

- 194 -

Рис. 71. Структурная карта по кровле продуктивного пласта П месторождений Шаимской группы (по А.Д. Сторожеву): 1 — нефтяные залежи; 2 — вода; 3 — зона отсутствия подуктивного пласта; 4 — линия выклинивания продуктивного пласта; 5 — изогипсы по поверхности фундамента, м

На Шаимском месторождении выделяются две самостоятельные нефти, связанные с отдельными брахиантиклинальными складка­ми, — Трехозерной и Мулымьинской. На Мортымья-Тетеревском месторождении в пределах одноименных складок находится еди­ная нефтяная залежь с общим контуром нефтеносности (рис. 72). Другие нефтяные месторождения Шаимского района имеют сход­ное строение.

- 195 -

СРЕДНЕОБСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Среднеобская нефтегазоносная область располагается в цен­тральной части Западно-Сибирской низменности. С момента от­крытия первого месторождения (Усть-Балыкское, 1961 г.) к началу 1981 г. здесь выявлено более 100 месторождений нефти. Освоение нефтяных ресурсов этой области началось в 1964 г., когда было вве­дено в опытно-промышленную эксплуатацию Усть-Балыкское ме­сторождение. Чисто газовые месторождения неизвестны. Установ­лены лишь газовые шапки и единичные газовые залежи. Среднеоб­ская нефтегазоносная область является крупнейшей в России по за­пасам и добыче нефти.

Основные черты геологического строения. Среднеобская нефте­газоносная область в тектоническом отношении соответствует цен-

- 196 -

тральным участкам Западно-Сибирской платформы. Мощность осадочных отложений достигает 4000 м.

В пределах области выделяются два крупных свода — Сургут­ский и Нижневартовский, на которых располагаются почти все из­вестные месторождения региона. Своды разделяются неглубоким и узким Ярсомовским прогибом, а с юга граничат с Юганской впа­диной. Нижневартовский свод с востока отделяется от Александров­ского (расположенного уже в Васюганской нефтегазоносной обла­сти) Колтогорским мегапрогибом.

Сургутский свод представляет собой удлиненную структуру раз­мерами 325x125 км, ориентированную почти в меридиональном на­правлении. Амплитуда свода по отношению к депрессионным участ­кам 350 м.

Нижневартовский свод в плане изометричен. Его размеры 230x200 км, амплитуда 300...450 м. Оба свода осложнены валами, со­стоящими из серии многочисленных локальных складок, к которым и приурочены все известные нефтяные месторождения области.

Локальные складки, как правило, асимметричны, углы падения по­род на крыльях не превышают 2°, амплитуда 50... 150 м, редко 300 м и более.

В геологическом строении Среднеобской нефтегазоносной обла­сти участвуют главным образом отложения мезозоя, залегающие на палеозойском кристаллическом фундаменте. В основании осадоч­ного чехла находятся породы тюменской свиты (нижняя+средняя юра), развитой повсеместно и достигающей мощности 200...300 м. Абалакская свита (верхняя юра) имеет ограниченное распростра­нение, ее мощность не превышает 35 м. В пределах Сургутского и Нижневартовского сводов аналогами этой свиты являются валю- ганская и георгиевская свиты, представленные чередованием песча­ников и аргиллитов. Мощность их 50... 100 м.

Разрез валанжина и готерива-баррема слагают мегионская и вар- товская свиты. В их составе широко распространены хорошо выдер­жанные пласты и пачки песчаников, разделенных покрышками.

Нефтегазоносность. Залежи нефти в Среднеобской нефтегазо­носной области установлены в весьма широком стратиграфическом диапазоне. Здесь нефтеносны породы тюменской, васюганской свит юры, мегионской свиты валанжина, вартовской свиты валанжина и готерива-баррема. Одиночные залежи газа известны в отложени­ях апта-сеномана. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовской и верхов мегионской свит. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых около 20 имеют до­казанную промышленную нефтеносность.

Наиболее продуктивные залежи нефти связаны с пластами, пе­рекрытыми глинистыми пачками мощностью до 40 м. Так, на Сур­гутском своде основная нефтеносность приурочена к пласту, пере-

- 197 -

крытому глинистой пачкой мощностью 30...70 м, и к пластам, зале­гающим под пачкой аргиллитов мощностью до 30...40 м. Значитель­ные скопления нефти заключены в песчаных и песчано-глинистых пластах кровельной части вартовской свиты, перекрытых глинистой толщей алымской свиты аптского возраста. Отметим, что эти пласты крайне не выдержаны, мощность их изменчива, и они часто замеща­ются на коротком расстоянии глинами и алевролитами. В западном направлении разрез вартовской свиты глинизируется. На Салым- ском и Среднесалымском куполовидных поднятиях глубина залега­ния нефтеносных пластов на Сургутском своде колеблется в преде­лах 1900...2800 м.

На месторождениях Нижневартовского свода значительно опес- чанены не только основные продуктивные свиты — мегионская и вартовская, но и нижняя часть глинистой алымской свиты.

Характеристика нефти. Нефти месторождений области характе­ризуются преимущественно средней плотностью (0,854...0,901 г/см³) и являются сернистыми. Содержание серы 0,9... 1,9%, причем наи­большие значения (1,5... 1,9 и даже 2,2%) отмечаются на месторож­дениях Сургутского района (Северо-Сургутское, Усть-Балыкское, Западно-Сургутское, Мамонтовское и др.). Все нефти области мело- парафинистые (содержание парафина 1,9...5,3%).

Месторождения нефти и газа. В Среднеобской нефтегазонос­ной области на начало 1995 г. было открыто более 130 месторожде­ний, причем в некоторых из них (Быстринское, Лянторское и Са- мотлорское) известны скопления свободного газа в газовых шапках над нефтяными залежами. Большинство месторождений Среднеоб­ской нефтегазоносной области располагается в пределах Нижневар­товского и Сургутского сводов и характеризуется сходными чертами строения и нефтеносности. Месторождения нефти и газа Среднеоб­ской нефтегазоносной области многозалежные, связаны с пологими платформенными поднятиями, часто осложненными более мелки­ми брахиантиклинальными складками. Большинство залежей неф­ти и газа относится к пластовому сводовому типу (Правдинское, Со­ветское и др.). Однако на многих месторождениях в связи с сообша- емостъю отдельных песчаных пластов развиты сводовые залежи мас­сивного типа с единым для всех пластов водонефтяным контактом (Усть-Балыкское, Самотлорское и др.).

Самотлорское газонефтяное месторождение, наиболее крупное в России (рис. 73), расположено в центральной части Нижневар­товского свода и связано с обширным поднятием округлой формы, с размерами в поперечном сечении 50 км, осложнено пологими бра­хиантиклинальными складками — Самотлорской, Белозерной, Мар­товской и др. Амплитуда поднятия 90... 110 м.

Продуктивны породы готерива-баррема и валанжина, залегаю­щие на глубинах 1750...2230 м. Готерив-барремская продуктивная

- 198 -

Рис. 73. Геологический разрез продуктивных отложений Самотлорского месторождения (по Ф.К. Салманову): 1 — газ; 2 — нефть

- 199 -

толща, заключающая основные запасы нефти месторождения, пред­ставлена частым чередованием песчаников, алевролитов и аргилли­тов, характеризующихся неоднородным строением и значительной литологической изменчивостью как по площади, так и по разрезу.

В толще выделяется до пяти отдельных песчаных пластов (АВ₍ —АВ,), из которых наиболее выдержанными являются три пласта. Эти же пласты обладают наилучшими коллекторскими свойствами. Общая мощность готеривско-барремской продуктивной толщи 120... 160 м, эффективная — 40... 100 м. Все нефтеносные пласты этой толщи ги­дродинамически связаны между собой и поэтому образуют круп­ную сводовую залежь массивного типа. Высота ее около 100 м. Все отдельные продуктивные горизонты имеют единый водонефтяной контакт. Особенность залежи — наличие газовой шапки (высотой до 40 м), что на нефтяных месторождениях центральной части Запад­ной Сибири явление редкое. Пластовое давление в залежи 17,0...21,5 МПа.

В разрезе валанжина выделяется ряд песчаных пластов, из кото­рых основными являются пласты BB_S и БВ. Обшая мощность пла­ста BB_s40...50m, эффективная 17...33 м, пласта БВ 10 —соответствен­но 20...30 и 2...30 м. Залежи нефти этих пластов являются пласто­выми сводовыми. Водонефтяной контакт залежей имеет наклон­ный характер (с запада на восток), что, видимо, связано с линзовид­ным строением пластов и значительным ухудшением их коллектор­ских свойств. Пластовое давление в залежах 22 МПа, дебиты неф­ти 50...200 м³/сут через 8-миллиметровый штуцер. Текущая добыча нефти из месторождения в 1992 г. составила 34.8 млн. т.

ВАСЮГАНСКАЯ ГАЗОНЕФТЕНОСНАЯ ОБЛАСТЬ

Васюганская газонефтяная область выделяется на востоке цен­тральной части Западно-Сибирской низменности. В администра­тивном отношении эта территория в основном соответствует северо- западной части Томской области и частично окраинным землям Но­восибирской и Тюменской областей.

Первое месторождение в Васюганской газонефтеносной об­ласти открыто в 1962 г., когда был получен фонтан газа на Усть- Сильгинской площади. Впоследствии здесь был выявлен новый нефтегазоносный район Западной Сибири, включающий такие газоконденсатно-нефтяные месторождения, как Мыльджинское, Путинское, Северо-Васюганское и др. К востоку и северу от этих ме­сторождений открыт ряд небольших нефтеносных площадей.

Основные черты геологического строения. Васюганская нефтега­зоносная область в тектоническом отношении соответствует юго- восточной окраине внутренней части Западно-Сибирской плат­формы. Кристаллический фундамент, представленный гранитами, гнейсами и другими породами позднегерцинского возраста, в ре-

- 200 -

зультате широкого развития разломов имеет здесь блоковое стро­ение. Его рельеф осложнен поднятиями и впадинами, находящими свое отражение и в осадочном чехле. Основными положительными элементами являются Васюганский свод и Пудинское куполовид­ное поднятие, которые разделены крупными отрицательными струк­турами. Указанные тектонические элементы Васюганской области осложнены более мелкими структурами и многочисленными локаль­ными складками, являющимися объектами поисково-разведочного бурения.

Основную часть разреза осадочного чехла территории, имеюще­го мощность 1800...3000 м, слагают мезозойские отложения. Пони­женные участки рельефа фундамента часто выполняют породы коры выветривания мощностью до 30 м. К средней юре относятся обра­зования тюменской свиты (песчаники, гравелиты, алевролиты, гли­ны), к верхней юре — породы васюганской (аргиллиты, алевролиты, лесчзишм) я маръяновской свит /битуминозные аргиллиты). Мощ­ность юры 450 м.

Валанжинские терригенные отложения (куломизинская и тар- ская свиты) преимущественно песчанистые. Мощность свит соот­ветственно 80... 120 и 436...600 м. Готерив-баррем представлен по­родами вартовской свиты мощностью до 600 м. На севере области это чередование песков и аргиллитов, к югу разрез свиты становит­ся значительно более глинистым. Отложения н;па, альба и сенома- на обычно выделяются в покурскую свиту мощностью 700...900 м, представленную преимущественно алевролитоиыми и глинистыми породами. Туронские отложения выделяются в кузнецовскую свиту.

Нефтегазоносность. Для Васюганской нефтегазоносной обла­сти характерен довольно широкий стратиграфический диапазон продуктивности. Здесь известны промышленные скопления нефти и газа в породах коры выветривания фундамента, горизонтах осадоч­ного чехла — породах тюменской (горизонт Ю₂) и васюганской (го­ризонт Ю,) свит. Однако вышележащие верхнеюрско-неокомские комплексы не представляют собой надежной покрышки, что обу­словливает появление залежей углеводородов в отложениях валан- жина (Мыльджинское и Северное месторождения). Глинизация готеривско-барремских образований ограничивает для большей ча­сти Васюганской области этаж нефтегазоносности валанжинским ярусом. Лишь на отдельных месторождениях (Верхнесалатское, Со­болиное) имеются залежи нефти в барремских отложениях. В то же время ухудшением качества альбекой покрышки можно объяснить наличие нефтегазопроявлений и отдельных небольших залежей в се- номане и даже в туроне северной части области (Охтеурьевское ме­сторождение). Основные продуктивные горизонты Васюганской об­ласти приурочены к средней и верхней юре (Ю, и Ю,), они нефтега­зоносны на всех открытых месторождениях.

- 201 -

Характеристика газа и нефти. Газы месторождений Васюганской области, в отличие от других газовых месторождений Западной Си­бири, характеризуются значительными концентрациями гомологов метана (8...12%) и высокими газоконденсатными факторами. Так, содержание конденсата составляет 87...249 см'/м³ (Мылъджинское, Усть-Сильгинское месторождения). В газах содержится 78...88% ме­тана, 0,3...0,9% углекислоты, сероводород отсутствует. Нефти обла­сти плотностью 0,832...0,875 г/см³ малосернистые (0,3...0,6%) и ма- лопарафинистые (1,2...4%).

Месторождения нефти и газа. В Васюганской области месторож­дения приурочены к пологим ненарушенным брахиантиклиналям. В их пределах известны залежи нефти и газа разных типов. Зале­жи, связанные с проницаемыми горизонтами юрских пород (Ю, и Ю,), по условиям залегания похожи на залежи Приуральской не­фтегазоносной области, являясь литолого-стратиграфически экра­нированными, а в случае сообщаемое™ между собой — массивно­пластовыми. Не выдержанные по плошади песчаники валанжина обусловливают развитие пластовых, литологически экранирован­ных залежей. Так, на Мыльджинском месторождении глинизация продуктивного горизонта БВ₁₀ ограничивает распространение газо­вой залежи восточным крылом структуры. На Соболином, Северо- Васюганском и других месторождениях комплексы проницаемых песчаников валанжина (пласты БВ, —БВ₍₁) недостаточно изолиро­ваны друг от друга. Поэтому здесь нефтеносные пласты образуют массивно-пластовую залежь с единым водонефтяным контактом.

Четкой дифференциации нефтеносных и газоносных земель не наблюдается. В большинстве газовых залежей обнаружены непрони­цаемые нефтепроявления или даже нефтяные оторочки. Все нефтя­ные месторождения более значительны. Наиболее характерные ме­сторождения области — Мыльджинское, Лугинецкое и Вахское.

Мылъджинское газоконденсатное месторождение, открытое в 1964 г., приурочено к пологой антиклинальной складке северо- восточного простирания, расположенной в центральной части Мыльджинского вала. Размеры ее по подошве тюменской свиты 40x15 км, амплитуда 120 м. Складка осложнена значительным чис­лом структурных выступов и заливов. В строении месторождения участвуют отложения мезозоя-кайнозоя, залегающие на дислоци­рованном палеозойском фундаменте. Общая мощность осадочного чехла 2500...2700 м.

На Мыльджинском месторождении, в отличие от других место­рождений района, установлен значительный стратиграфический ин­тервал газоносности (рис. 74). Залежи газа пластово-сводовые и пла­стовые, литологически ограниченные, установлены в горизонтах Ю, и Ю_]0 (тюменская и васюганская свиты верхней юры), БВ₁₂, БВ_|( БВ₁₀ (куломзинская свита валанжина). Они выявлены в интервале

- 202 -

Рис. 74. Геологический разрез Мыльджинского месторождения (по данным Главтюменьгеологии): 1 — газ

глубин 2090...2434 м. Коллекторами являются пласты песчаников и алевролитов. Дебиты газа 110...407 тыс. м³/сут. Содержание кон­денсата 87...127 см³/м³.

Лугинецкое газоконденсатное месторождение представляет собой изометричную антиклинальную раскладку размерами 30x24 км, ам­плитудой 160 м. Продуктивные горизонты Ю, и Ю, (верхняя юра) залегают на глубинах 2270...2340 м. Залежи пластовые, с литологи­ческим ограничением. Резервуар выражен переслаиванием мелко­зернистых песчаников и аргиллитов. Покрышкой служат глинистые породы мощностью до 200 м. Залежи газоконденсатные, с нефтяной оторочкой. Пластовое давление основной залежи Ю, — 22,8 МПа. Дебиты газа через шайбу 15,5 мм равны 19,5...420 тыс. м³/сут.

Контрольные вопросы

1. Назовите основные принципы районирования нефтегазонос­ных территорий.

2. Основные черты геологического строения Вол го-Уральской нефтегазоносной провинции.

3. Характеристика месторождений Тимано-Печорской нефтега­зоносной провинции.

4. Назовите основные особенности Западно-Сибирской НГП.

5. Характеристика основных нефтегазонакоплений зарубежных государств.

- 203 -

ГЛАВА 5. ПОИСК И РАЗВЕДКА

НЕФТИ И ГАЗА

5.1. Понятие о поиске и разведке месторождений нефти и газа

Геологоразведочные работы — совокупность взаимосвязанных и выполняемых в определенной последовательности производствен­ных (геологических, геофизических, геохимических и буровых) ра­бот, научных и лабораторных исследований, проводимых с целью изучения недр, открытия, геолого-экономической оценки и подго­товки к разработке месторождений полезных ископаемых. В резуль­тате геологоразведочных работ получают геологическую информа­цию, на основе которой строят графические модели изучаемых объ­ектов: геологические разрезы и различные карты, характеризующие условия залегания нефти и газа в недрах (карты мощностей, изме­нения литологических и фильтрационно-емкостных свойств резер­вуара, карты изменения состава и свойств флюидов и др.). На осно­ве этих построений определяют особенности геологического стро­ения изучаемых территорий, оценивают их перспективы, проводят геолого-экономическую оценку открытых месторождений нефти и газа и проектируют их разработку.

5.1.1. Методологические основы прогнозирования

и проведения геологоразведочных работ

Геологоразведочныеработыимеютдве стороны: организационно­техническую и методическую. Первая включает вопросы организа­ции работ, экономические и правовые условия проведения работ, технические средства ведения геологоразведочных работ. Методиче­ская сторона разведки представляет собой совокупность принципов, методов, приемов и эмпирических правил, которыми пользуются в процессе проведения поисковых и разведочных работ.

Понятие «методика геологоразведочных работ» включает в себя:

• создание системы геологических наблюдений (системы сейс­мических профилей, поисковых и разведочных скважин);

• методы получения геолого-геофизической информации (про­ведение замеров и их регистрация);

• методы обработки геолого-геофизической информации;

• методы интерпретации информации и построения геологиче­ской модели изучаемого объекта.

В зависимости от способа получения геологическую информа­цию подразделяют на три группы.

- 204 -

1. Прямая — характеризующая непосредственно геологический объект (образцы пород, пробы флюидов и др.).

2. Косвенная — характеризующая свойства геологического объ­екта, используя которые, по установленным связям можно опреде­лить реальные необходимые признаки объекта (например, по кажу­щемуся электрическому сопротивлению и другим признакам — по­ристость коллектора).

3. Априорная — закономерности геологического строения, полу­ченные на основе обобщения теоретических знаний и практическо­го опыта ведения геологоразведочных работ.

Прямая информация, как правило, имеет дискретный характер и ценнее косвенной, в связи с чем она обычно используется в каче­стве эталонной (базовой), на основе которой определяют достовер­ность и надежность косвенной информации.

Решение обширного круга геологических задач в процессе изу­чения строения залежей нефти и газа требует большого числа раз­личных методов: геологических, буровых, геохимических, геофизи­ческих и др.

Для геологоразведочных работ, как специфической области че­ловеческой деятельности, характерны следующие особенности:

• сложность, иерархичность и в значительной мере уникальность геологического строения изучаемых объектов (залежей, месторож­дений, нефтегазоносных районов и т.д.), необходимость использо­вания большого объема информации для их полного описания;

• стадийность процесса геологического изучения;

• информационный характер процесса геологоразведочных ра­бот; разнородность и разнотонность получаемой информации (пря­мая, косвенная, геологическая, геофизическая и т.д.);

• дефицит информации при построении модели с необходимой точностью и высокая стоимость ее получения;

• принятие решений в условиях неопределенности (неопреде­ленность связана как с дискретностью и неравномерностью сети на­блюдений, таки с недостаточной информативностью методов, недо­статочно полной разработанностью геологической теории);

• несоответствие между реализуемой практически и оптималь­ной последовательностью проведения работ из-за объективных (экономических и технических) и субъективных причин.

Неопределенность исходной информации, неоднозначность по­лучаемых результатов, трудности формализации и моделирования поисково-разведочного процесса приводят к тому, что при проведе­нии работ руководствуются определенными правилами или, как их чаще называют, принципами разведки.

Принципы разведки — правила ведения поисково-разведочных ра­бот, выработанные на основе теоретических предпосылок и опыта геологоразведочных работ.

- 205 -

Впервые основные принципы геологоразведочных работ в общем виде были сформулированы В.М. Крейтером и В.И. Бирюковым. Применительно к поискам и разведке нефтяных и газовых месторож­дений эти принципы были адаптированы М.П. Кочетовым (1970). На современном этапе определяют пять основных принципов.

1. Принцип рациональной полноты исследования месторожде­ния и отдельной залежи. В соответствии с этим принципом в резуль­тате работ должна быть получена полная оценка перспектив региона или месторождения по плошади и по разрезу. Степень полноты ис­следований в реальных условиях ограничивается техническими воз­можностями и экономической целесообразностью.

2. Принцип последовательных приближений при изучении ме­сторождения и отдельной залежи. Изучение геологических объектов (как перспективных на нефть и газ, так и открытых месторождений нефти и газа) должно проводиться последовательно, в несколько этапов. Изучение начинают с общих свойств объекта, на основании которых составляют проект детальных работ и проводят их. С уче­том новой информации детализируют строение изучаемого объекта.

3. Принцип относительной равномерности (равной достоверно­сти) в изучении месторождения или отдельной залежи предполагает, что достоверную модель изучаемого объекта можно построить толь­ко при относительно равномерной изученности его как по площа­ди, так и по разрезу. Однако данный принцип не следует понимать упрощенно, т.е. как необходимость равномерной по площади сетки или равномерного опробования по разрезу. В основу выбора систе­мы наблюдения должны быть положены геологические особенности продуктивного пласта. При проведении разведочных работ принцип равномерности необходимо реализовывать, как правило, «на равные по запасам участки залежи — равное число скважин», т.е. реализует­ся равномерное размещение скважин не по площади, а по отноше­нию к объему залежи.

4. Принцип рациональных трудовых и материальных затрат. Со­гласно данному принципу, геологоразведочные работы должны про­водиться таким комплексом и в таких объемах, которые обеспечива­ли бы рациональное изучение месторождения (залежи). Если объем выполненных исследований недостаточен, то возрастает риск воз­можных потерь в процессе эксплуатации месторождения, с другой стороны, «переразведка» залежи ведет к бурению лишних скважин. Специальные геолого-экономические методы позволяют оценивать рациональность объемов геологоразведочных работ.

Принцип наименьших затрат времени предусматривает в об­щем случае проведение поисков и «разведки» месторождений и от­дельных залежей в кратчайшие сроки. Сроки выполнения геолого­разведочных работ зависят от геологических, геофизических, эконо­мических и организационно-технических факторов.

- 206 -

5.1.2. Методы поисков и разведки нефтяных и газовых месторож­дений

При поисках и разведке месторождений нефти и газа использу­ется большое число разнообразных методов. Одни из них (геологи­ческая, гравитационная и магнитная съемки) были модифициро­ваны из чисто геологических, другие методы (геолого-структурная съемка, электро- и сейсморазведка, геохимические методы поис­ков и разведки, геофизические методы исследования скважин) были разработаны специально для ведения поисков и разведки месторож­дений нефти и газа. Третьи методы (исследование скважин, гидро­прослушивание и др.) представляют собой установившиеся в прак­тике нефтедобычи методы исследования в продуктивных скважинах.

Большое разнообразие ситуаций, в которых проводятся геоло­горазведочные работы на различных этапах и стадиях, требует для решения поставленной задачи комплексирования отдельных мето­дов. Комплекс геологоразведочных работ — набор (группа) методов геолого-геофизических исследований и последовательность их про­ведения для решения поставленной геологической задачи.

При проведении геологоразведочных работ выделяют комплексы:

• стандартный (или обязательный) — группа методов, выполня­емых в обязательном порядке, достаточных для решения большин­ства решаемых задач;

• дополнительный (специальный) — группа методов, проводи­мых для получения дополнительной информации и решения специ­альных задач, которые не решаются стандартным комплексом ме­тодов;

• рациональный — такое сочетание и последовательность проведе­ния отдельных видов исследований, которые обеспечивают при ми­нимальных затратах получение надежной геологической информации для решения задач геологоразведки. Рациональный комплекс геоло­горазведочных работ определяется на основе анализа опыта предыду­щих работ с учетом достижений геологической науки и техники.

Ниже рассматриваются наиболее распространенные методы по­исков и разведки месторождений нефти и газа.

5.1.3. Геологические методы исследований

Геологическая съемка проводится с целью установления страти­графии выходящих на поверхность отложений, изучения тектоники и составления геологической карты местности.

Геологическая карта представляет собой графическое изображе­ние распространения на поверхности различных по возрасту отло­жений. Составляется на топографической основе и иллюстрирует­ся нормальным разрезом отложений, обнажающихся на поверхно­сти, геологическими профильными разрезами, литологическими и фациальными картами, картами полезных ископаемых.

- 207 -

В зависимости от решаемых задач и сложности строения иссле­дуемого участка геологическое картирование с целью поиска место­рождений нефти и газа выполняется в различных масштабах: при региональных исследованиях в слабоизученных районах проводятся геологические съемки масштаба 1:500 ООО, 1:200 ООО. Для детальных исследований на площадях, представляющих непосредственный по­исковый интерес, — от 1:100 000 до 1:10 000.

На геологических картах, составленных по результатам деталь­ных съемок, изображаются локальные поднятия (антиклинали). Обычно на картах сводам антиклинальных поднятий соответствуют выходы относительно древних образований, а на периферии — более молодых, которые концентрическими полосами охватывают свод.

В процессе геологического картирования осуществляются и не­фтегеологические исследования, в том числе и наблюдения за есте­ственными нефте- и газопроявлениями, отбор для лабораторных ис­следований проб горючих ископаемых и образцов предполагаемых нефтематеринских пород.

Структурно-геологическая съемка проводится для картирования развитых вблизи поверхности геологических тел. По результатам структурно-геологической съемки строится как геологическая кар­та, так и структурная. Структурно-геологическая съемка проводит­ся, как правило, в закрытых платформенных районах с использова­нием легких горных работ (расчистки, канавы, шурфы) или струк­турного бурения глубиной до 100... 150 м и более, обычно до кров­ли регионального репера или до подошвы четвертичных отложений.

Структурно-геологические съемки, как и геологические, прово­дятся при региональных работах в масштабах 1:200 000 и 1:100 000, а при детальных работах (при подготовке структур к поисковому бу­рению) - в масштабах 1:50 000, 1:25 000, 1:10 000.

Эффективность геологической съемки при подготовке структур была весьма высокой на ранних стадиях развития нефтегазопоиско­вых работ в складчатых областях, когда основными объектами поис­ков были залежи, залегающие на небольших глубинах. С развитием работ в закрытых платформенных областях и вовлечением в поиски глубоко залетающих комплексов, структурный план которых отли­чается от структурного плана поверхностных отложений — роль гео­логического картирования, как метода поисков и подготовки струк­тур, заметно уменьшилась. В настоящее время методы геологиче­ских съемок используются лишь в специфических геологических условиях и, как правило, в комплексе с другими методами.

Структурно-геоморфологические исследования вместе с геологиче­ской и структурно-геологической съемкой входят в комплекс клас­сических методов поисково-разведочных работ на нефть и газ. Бла­годаря своей простоте, относительно малым затратам, небольшой трудоемкости и экспрессивности структурно-геоморфологические

- 208 -

исследования нашли достаточно широкое применение при выявле­нии и картировании перспективных на нефть и газ структур. В основу структурно-геоморфологического метода положены установленные связи между особенностями рельефа земной поверхности и антикли­нальными структурами на глубине в нефтегазоносных комплексах.

Структурно-геоморфологические исследования проводят глав­ным образом путем анализа топографических карт, аэро- и косми­ческих снимков. Тектонические структуры выражаются на поверх­ности особенностями рельефа и почвенно-растительного соста­ва дневной поверхности. Однако геологическая природа объектов, выделяемых по геоморфологическим исследованиям, не всегда од­нозначна, и их следует применять в комплексе с другими методами. В последние годы интерес к структурно-геоморфологическим ис­следованиям заметно возрос в связи с появлением новых методов дистанционного картирования.

Дистанционными называются методы геологического картирова­ния тектонических структур на основе наблюдений и фотографиро­вания поверхности Земли с самолета или из космоса. Получаемые при изучении космических и аэроснимков сведения о структурных особенностях верхних частей осадочного чехла позволяют использо­вать их при прогнозировании глубинного строения недр, особенно эффективно в районах с унаследованным характером строения от­ложений.

Аэрокосмические съемки в комплексе с материалами поле­вых геофизических методов используются на региональном этапе, J>.также.на х.тадиивыявления и подготовки объектов к поисково­му бурению.

При изучении нефтегазоносных территорий используются аэро­космические снимки в оптическом диапазоне и специализирован­ные аэросъемки (тепловая, радиолокационная, лазерная).

Снимки в оптическом диапазоне, полученные с использовани­ем фотографической и сканирующей аппаратуры, являются основ­ным видом дистанционных исследований. Дешифрирование осу­ществляется, как правило, на снимках крупного масштаба, от 1:5000 до 1:100 000. Для региональных исследований используют съемки масштаба 1:200 000. Спектральный диапазон, в котором проводят­ся съемки, может быть широким, охватывающим весь видимый ди­апазон спектра (от 0,4 до 0,8 мкм). С помощью специальных прием­ников света снимки могут производиться в узких диапазонах спек­тра, от 0,2 до 0,02...0,05 мкм каждый. Снимки, полученные в разных спектральных диапазонах, несут специфическую геологическую ин­формацию.

К специализированным аэросъемкам относят снимки за пределами оптического диапазона, с помощью которых можно получать допол­нительную геологическую информацию.

- 209 -

Предпосылкой применения тешювой аэросъемки при нефтегазо­поисковых работах является наличие аномалий теплового поля над продуктивными структурами как за счет экзотермических процессов в нефтяной или газовой залежи, так и за счет различия тепловых ха­рактеристик залежей и вмещающих пород.

Лазерная аэросъемка, как и радиолокационная, позволяет обна­руживать в приповерхностной атмосфере аномальные содержания органических веществ. В настоящее время этот вид дистанционной съемки используется преимущественно при исследованиях загряз­ненности атмосферы и поверхности морей и океанов.

Дешифрирование материалов дистанционных съемок показа­ло весьма широкое распространение в земной коре систем разломов (линеаментов), которые контролируют развитие зон трещиноватых коллекторов (особенно в карбонатных отложениях).

5.1.4. Полевые геофизические методы исследовании

Полевые геофизические методы широко используются при про­ведении поисковых и разведочных работ на нефть и газ. Геофизиче­ские методы поисков и разведки месторождений нефти и газа объе­диняют разные по своим физическим основам методы. Эти методы основаны на изучении и анализе физических полей (гравитацион­ного, магнитного, электрического, теплового и упругих колебаний), которые отражают различные особенности тектонического строе­ния и литологического состава земной коры и слагающих ее отло­жений.

В соответствии с этим выделяют гравиметрическую, магнито­метрическую, электрометрическую, тепловую и сейсмическую раз­ведки.

Каждый из упомянутых методов характеризуется определенной спецификой, степенью развития теории, отличается от других мето­дов приемами интерпретации, числом модификаций и др. Все гео­физические методы по своей сути являются косвенными и при их интерпретации всегда необходимо иметь опорную (геологическую) информацию.

Гравиметрическая разведка (гравиразведка) — один из основных геофизических методов. Она основана на изучении распределения силы тяжести или других элементов поля силы тяжести с целью ис­следования геологического строения земной коры.

Поле силы тяжести, или гравитационное поле, зависит от фор­мы Земли, центробежной силы, развиваемой при вращении Зем­ли, и распределения масс внутри Земли. При соответствующей об­работке из суммарного гравитационного поля может быть выделено аномальное поле силы тяжести, которое отражает влияние послед­него фактора. Например, над антиклинальными складками с плот­ными породами в ядре будет наблюдаться увеличение силы тяжести,

- 210 -

по сравнению с соседними участками, где эти плотные породы за­легают на большей глубине. Над соляными куполами будет фикси­роваться уменьшение силы тяжести, так как соль обладает меньшей плотностью, чем вмещающие породы. Таким образом, по распреде­лению силы тяжести на участке поверхности Земли можно опреде­лить особенности его геологического строения.

Сила тяжести представляет собой равнодействующие силы при­тяжения Земли и центробежной. Внесистемная единица измерения ускорения свободного падения — 1 гал = 1 см/с². На практике изме­рения обычно проводят в миллигалах.

Измерение абсолютных значений силы тяжести является слож­ной и трудоемкой операцией. Гравиметрическая съемка проводит­ся с помощью специальных приборов — гравиметров, маятниковых приборов и гравитационных вариометров и градиентометров.

Методика гравиметрических съемок определяется особенностя­ми геологического строения района работ, изученностью его физи­ческих свойств, особенностью рельефа и климата и поставленными задачами.

Гравиметрическая съемка может быть профильной или площад­ной. В первом случае пункты наблюдения располагают вдоль отдель­ных профилей и по результатам ее вдоль профилей строятся графики аномалий (или градиентов) силы тяжести. При плошадной съемке тер­ритория равномерно покрывается пунктами наблюдений. Площадная съемка более информативна для изучения геологического строения.

Гравиметрическая съемка применятся как при региональных, так и при детальных исследованиях. Вариометрическая съемка при­меняется при крупномасштабных гравиразведочных работах для из­учения деталей геологического строения при поисках и оконтурива- нии малых и неглубоко залегающих структур, при прослеживании разрывных нарушений.

В зависимости от характера решаемых задач и детальности ис­следований гравиметрические работы условно делятся на три этана:

• региональные исследования для изучения обших закономерно­стей строения нефтегазоносных территорий;

• детальные исследования для поисков структур, перспективных в нефтегазоносном отношении;

• прямые поиски залежей нефти и газа.

Региональные гравиметрические съемки масштабов 1:200 ООО и 1:500 ООО используются для тектонического районирования пер­спективных нефтегазоносных отложений, выделения разломов, оценки мощности осадочного чехла, выявления соотношения струк­турных планов.

При наличии данных бурения построение карты по опорным го­ризонтам осуществляется с учетом установленных статистических зависимостей между отдельными трансформантами гравитационного

- 211 -

поля и глубиной залегания фундамента. По статистическим зави­симостям между данными сейсморазведки и гравиразведки данные гравиметрических исследований можно использовать для построе­ния структурных карт по поверхности фундамента и вышележащих гравиактивных границ.

Крупные аномалии силы тяжести обусловлены преимуще­ственно однородностями строения фундамента, особенностями его складчато-блоковой структуры или рельефа. Особенно четко при ре­гиональных исследованиях отражаются в гравитационном поле глу­бинные и региональные разломы.

По результатам региональных гравиметрических работ проводит­ся тектоническое районирование и выделяются перспективные для обнаружения скоплений нефти и газа участки, на которых планиру­ется проведение детальных геолого-геофизических исследований.

Каждый геотектонический регион имеет свои особенности стро­ения и соответственно особый характер гравитационного поля. В качестве примера рассмотрим гравитационное поле Прикаспий­ской впадины и ее обрамления (рис. 75). В сопредельной с Прика­спийской впадиной Восточно-Европейской платформе оно харак­теризуется относительно повышенными значениями силы тяжести, а в Предуральском прогибе — пониженными. В пределах Восточно- Европейской платформы гравитационные аномалии обусловлены главным образом вещественным составом дорифейского фундамен­та. Относительно пониженное гравитационное поле Предуральско- го прогиба обусловлено, как показывают расчеты, большой мощно­стью (до 12 км и более) отложений осадочного чехла.

Гравитационная ступень, приуроченная к западному борту Пред- уральского краевого прогиба, отражает флексурообразное погруже­ние поверхности докунгурских отложений в восточном направлении и значительное увеличение в этом же направлении мощности кун- гурского соленосного и верхнепермского надсолевого комплексов.

Геологическая природа региональных природных аномалий в Прикаспийской впадине связана с рельефом поверхности Мохо- ровичича и неоднородным геологическим строением консолидиро­ванной коры.

Детальные гравиметрические исследования проводятся для выяв­ления в разрезе осадочных пород локальных поднятий.

Локальные поднятия в осадочном чехле могут различным об­разом отображаться в поле силы тяжести. Теоретические расчеты и практика проведения гравиметрических работ показали, что при благоприятных условиях локальные поднятия амплитудой 20...30 м и более при глубине 4...5 км и значительных площадных размерах создают гравитационные аномалии от 0,2 мГал до нескольких миллигал, которые надежно регистрируются современными гравиме­трами.

- 212 -

Локальные поднятия фиксируются в наблюденном поле в виде замкнутых локальных аномалий, в виде изгибов изоаномал или их разрежения, для выделения которых используют различные транс­формации поля силы тяжести.

Существующие методы выявления аномалий позволяют лишь прогнозировать плановое положение локальных структур. Для оцен­ки глубины их залегания необходима комплексная интерпретация данных гравиразведки и сейсморазведки.

Для большинства нефтегазоносных провинций установлена ка­чественная связь локальных аномалий силы тяжести с локальными тектоническими структурами. Прямая связь (положительным ано­малиям силы тяжести соответствуют положительные тектонические структуры) установлена для локальных поднятий Туранской плиты

- 213 -

(Устюрт, Мангышлак, Амударьинская синеклиза), для Централь­ного и Восточного Предкавказья, в Тимано-Печерской провинции, Енисей-Хатангском прогибе, Якутии (рис. 76). Локальным структу­рам соответствуют относительные максимумы аномалий силы тяже­сти интенсивностью 0,1...5 мГал.

Высокоточные гравиметрические съемки показали, что боль­шинство локальных поднятий Саратовского и Куйбышевского Поволжья и Волго-Уральской области находит прямое отражение в гравитационном поле в виде локальных аномалий силы тяжести, интенсивность максимумов 0,1... 1 мГал.

В некоторых регионах распространены случаи обратного ото­бражения тектонических поднятий аномалиями силы тяжести — ло­кальным структурам отвечают относительные минимумы интенсив­ностью 0,1...4 мГал. Образование минимумов силы тяжести над ло­кальным поднятием может быть вызвано целым рядом причин. Это может быть связано с разуплотнением массивов карбонатных пород в присводовых частях поднятий и интенсивным развитием тектони­ческой трещиноватости.

Обратное отображение тектонических структур в аномалиях гра­витационного поля установлено в районах Западной Сибири и За­падного Предкавказья, в районах развития соляных куполов (Прика­спийская впадина) и в некоторых случаях над рифами (Средняя Азия).

Приуроченность отрицательных аномалий силы тяжести подня­тиям в Западной Сибири объясняется неоднородностью строения доюрского фундамента и приуроченностью локальных поднятий к зонам гранитных интрузий в фундаменте. В сводах структур в За-

- 214 -

падном Предкавказье выделяются раздувы низкоилистых глин, обу­словливающие минимумы силы тяжести (рис. 76 б).

Отрицательные аномалии силы тяжести отмечаются над подня­тиями, в ядрах которых установлены диапиры каменной соли (рис. 76 б). Именно для картирования соляных куполов наиболее эффек­тивной сказалась гравитационная разведка во многих нефтегазонос­ных регионах (Прикаспийская впадина, Днепровско-Донецкая впа­дина, Предуральский прогиб и др.).

Соляным куполам соответствуют четкие минимумы, форма ко­торых приблизительно соответствует в плане конфигурации соляно­купольных структур.

Во многих районах, где соляные купола осложнены мощными гипсово-ангидритовыми штоками, соляно-купольным структурам могут соответствовать сложные аномалии, включающие в том чис­ле максимумы.

Широко применяется гравиразведка и при поисках ловушек, свя­занных с рифогенными образованиями. Рифам соответствуют как положительные, так и отрицательные аномалии интенсивностью до 1 мГал. Знак аномалии зависит от соотношения плотностей рифов и вмещающих пород. Если вмещающими рифпородами являются со­леносные или глинистые отложения, то наблюдаются положитель­ные аномалии силы тяжести, если ангидриты, доломиты или плот­ные карбонатные породы — рифовым массивам соответствуют мини­мумы силы тяжести.

Магниторазведка

Магнитная разведка основана на изучении изменений геомагнит­ного поля на поверхности Земли или в воздухе. Наблюдаемое магнит­ное поле связано с распределением в земной коре различных пород, об­ладающих разными магнитными свойствами. При специальной обра­ботке данных магниторазведки в комплексе с другими методами мож­но определять геологическое строение района исследований. Магнит­ное поле характеризуется напряженностью, которая измеряется в с