Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Влияние неотектонических движений на размещение и сохранность залежей нефти и газа в пределах платформ
1.1 Возраст залежей нефти и газа 12
1.2 Неотектонические и геоморфологические показатели размещения нефтяных и газовых месторождений в пределах платформенных областей
1.2.1 Методы выявления неотектонических движений и структур 14
1.2.2 Анализ и обобщение данных о неотектонических критериях размещения, формирования и разрушения залежей нефти и газа
Глава 2. Характеристика объекта исследования 31
2.1 Геологическое строение и история развития Татарского свода и обрамляющих впадин
2.2. Неотектонический период развития Татарского свода и обрамляющих впадин
2.3 Нефтеносность территории Татарского свода и прилегающих впадин 47
2.3.1 Общие сведения о нефтеносности объекта исследования 47
2.3.2 Физико-химический состав нефтей разведанных месторождений 49
Глава 3. Материалы и методы исследования 56
3.1 Описание картографического материала и других данных, использованных в исследованиях
3.1.1 Создание каталога архивных топографических карт 56
3.1.2 Создание каталога архивной аэрофото- и космической съемки 57
3.1.3 Создание банка данных по физическим свойствам нефтей и дебитам добывающих скважин месторождений Республики Татарстан
3.2 Методы исследования 64
3.2.1 Морфометрический анализ 64
3.2.1.1 Компьютерная методика построения морфометрических карт 66
3.2.1.2 Оптимизация алгоритма расчета морфометрических карт 71
3.2.1.3 Согласование порядков морфометрических поверхностей при совместном использовании разномасштабных входных ЦМР
3.2.2 Линеаментный анализ 75
3.2.3 Методы обработки данных дистанционного зондирования 77
3.2.4 Статистические методы обработки данных
3.2.4.1 Обработка данных о физических свойствах нефтей 82
3.2.4.2 Обработка данных о дебитах добывающих скважин 85
3.2.4.3 Выделение типов геодинамических обстановок по картам разностей 86
базисных поверхностей
Глава 4. Реконструкция истории неотектонического развития Татарского свода
4.1 Оценка достоверности и информативность морфометрического анализа 93
4.2 Связь неотектонических движений с современной геодинамической 97
обстановкой земной коры
4.3 Реконструкция истории Татарского свода в неоген-четвертичный период по данным морфометрического анализа
Глава 5. Неотектонические факторы размещения и сохранности залежей нефти в пределах Татарекого евода „ еклонов прилегающих впадин
5.1 Пространственные соотношения между залежами (месторождениями) нефти и неотектоническими структурами различного порядка
5.2. Макротрещиноватость земной коры и особенности размещения залежей углеводородов
5.3. Современная геодинамика и свойства нефтей месторождений Республики Татарстан
5.3.1 Пространственная изменчивость свойств нефтей месторождений РТ 132
5.3.2 Временная изменчивость свойств нефтей месторождений Татарстана 138
5.3.3 Влияние геодинамического фактора на физические свойства нефтей и дебиты добывающих скважин
5.4 Учет неотектонических условий при оценке перспектив нефтегазоносности локальных участков
Заключение 157
Список использованных источников
- Неотектонические и геоморфологические показатели размещения нефтяных и газовых месторождений в пределах платформенных областей
- Неотектонический период развития Татарского свода и обрамляющих впадин
- Создание банка данных по физическим свойствам нефтей и дебитам добывающих скважин месторождений Республики Татарстан
- Реконструкция истории Татарского свода в неоген-четвертичный период по данным морфометрического анализа
Введение к работе
Актуальность темы диссертационного исследования. Геодинамическим процессам, оказывающим непосредственное влияние на флюидодинамику, принадлежит важнейшая роль в процессах формирования, переформирования и разрушения залежей нефти и газа (Ласточкин, 1974; Цыганков, 1971; Буштар, 1969; Нургалиев, 2002; Nourgaliev, 2006; Аникиев, 1969; Вахрушев, 1959; Линецкий, 1959). Это положение в настоящее время принято практически всеми геологами, нефтяниками и геофизиками. В то же время вопросы о роли современных движений земной коры в жизненном цикле скоплений углеводородов мало изучены и их решение имеет огромный информационный потенциал. В последние годы накапливаются данные о сравнительной быстротечности процессов миграции углеводородов (УВ), накопления их в залежи и разрушения залежей (Ласточкин, 1974; Кукал, 1987; Мухаметшин, 2004; Порфирьев, 1959; Завьялов, 1959; Петров, 2004). Высказываются мысли о возобновляемости запасов нефти и газа (Ласточкин, 1974; Кукал, 1987; Мухаметшин, 2004; Петров, 2004; Тиссо, 1981; Антонов, 1958; Ибрагимов, 2009; Муслимов, 2004; Плотникова, 2006; Якубов, 1970). Объяснения большинства выявленных пространственных и временных корреляций между проявлениями современной геодинамики и теми или иными характеристиками нефтеносности носят предположительный характер или нуждаются в подтверждении. Поэтому любое исследование, выполненное в этом направлении, является актуальным и будет способствовать развитию как теоретических, так и прикладных представлений.
Актуальность исследований определяется также практическими интересами: проблема выявления новых нефтеносных площадей на территории Республики Татарстан и всей Волго-Уральской нефтегазоносной области в целом является насущной с точки зрения создания новых резервов запасов углеводородов (УВ) и обеспечения занятости существующей инфраструктуры в ближайшем будущем.
Степень разработанности научной проблемы. На современном этапе изучения проблемы о роли геодинамики в формировании скоплений углеводородов большая часть информации относится к интенсивным и весьма непродолжительным явлениям (в основном, связанным с землетрясениями). Помимо кратковременных явлений в земной коре существуют и более длительные процессы, приводящие к формированию современных геодинамических обстановок конкретных участков (блоков) земной коры. Именно эти геодинамические обстановки определяют структуру и морфологию верхних слоев земной коры, в том числе морфологию современного рельефа. Такие, более длительные проявления геодинамики, связанные с процессами рельефообразования, в настоящее время недостаточно изучены, и именно они являлись основным предметом исследования. Также изучались вопросы о связи современной геодинамики с неотектоническими процессами в целом. Процессами, которые существуют и оказывают влияние на распределение и условия существования залежей УВ гораздо более длительное время, чем современные геодинамические. Накопление и анализ результатов исследований, проводимых в этом направлении, возможно, в будущем даст ключ к пониманию процессов, протекающих внутри залежи в периоды активных движений блоков земной коры и в периоды тектонического спокойствия. Что, в итоге, укрепит базовые научные положения современных технологий прогнозирования зон нефтегазонакопления.
Цель работы. Разработка методики выявления и анализа активных неотектонических (геодинамических) процессов, протекающих на территориях нефтегазовых месторождений для оценки их влияния на размещение скоплений углеводородов и их устойчивость во времени.
Задачи исследования.
-
Усовершенствование и развитие структурно-морфологических методов изучения неотектонических процессов посредством использования аналитических инструментов географических информационных систем (ГИС).
-
Разработка способов обнаружения изменений ландшафта и элементов дневного рельефа вследствие усиления или затухания геодинамических процессов по данным архивной и исторической аэрофото- и космосъемки.
-
Реконструкция неотектонической истории территории Татарского свода и склонов прилегающих впадин.
-
Выявление пространственно-временных корреляций между параметрами геодинамических процессов и степенью изменчивости нефти в залежах, получение новых данных о процессах формирования, процессах, протекающих внутри залежи во время ее существования, а также процессах разрушения
залежей (на примере месторождений Республики Татарстан). 5) Разработка неотектонических (геодинамических) критериев обнаружения новых залежей углеводородов (на примере месторождений Республики Татарстан). Объект и предмет исследования. Объектом исследования является крупнейшая тектоническая структура I порядка в пределах Волго-Уральской антеклизы - Татарский свод и склоны прилегающих впадин.
Предметом исследования являются способы оценки параметров неотектонических (новейших) движений и типов геодинамических обстановок в пределах нефтеносных площадей Республики Татарстан, а также взаимосвязь параметров неотектонических движений с параметрами нефтеносности.
Методика исследования и информационная база исследования. Выбор методик и направлений исследования основывается на идее и фактах, свидетельствующих о молодом возрасте залежей УВ. Автор применил комплексное решение, представляющее собой набор связанных общей идеей методов и подходов, основными элементами которого являются:
-
-
морфометрический анализ, как метод площадной оценки параметров неотектонических движений;
-
линеаментный анализ, как метод оценки макротрещиноватости осадочного чехла;
-
анализ проявлений современной геодинамики на основе динамического дешифрирования разновременных аэрофотоснимков;
-
пространственный корреляционный анализ изменений физических свойств нефти и дебитов добывающих скважин в связи с современной геодинамической обстановкой по методике однофакторного дисперсионного анализа.
Полученные в рамках настоящей работы научные результаты основаны на большом объеме картографического и фактического материала. Итоговые карты и схемы были получены в результате обработки и анализа 169 листов топографических карт масштабов от 1:10000 до 1:1000000, более 250 аэрофотоснимков, 86 сцен космических снимков. Для анализа свойств нефти было использовано 6611 определений плотности нефти и 6209 определений вязкости нефти основных продуктивных горизонтов месторождений Республики Татарстан. Для анализа флюидодинамического режима добывающих скважин были
использованы данные о дебитах 6000 скважин за период с 1955 по 2005 гг.
Научная новизна. Научная новизна и значимость проведенных исследований состоит в получении новых знаний о процессах, формирующих рельеф и ландшафты, и развитии новых методик извлечения информации о геодинамических процессах из цифровых моделей рельефа и данных дистанционного зондирования Земли. Используя разновременные и разномасштабные источники пространственных данных (цифровые модели рельефа, аэрофото- и космоснимки) и инструменты ГИС, удалось расширить временной интервал геодинамических исследований в пределах одной и той же территории от -101 до ~106 лет. Также, опираясь на аналитические возможности ГИС, разработана универсальная (для любого масштаба исследования) методика создания карт и схем неотектонической активности как способа оценки качественных и количественных характеристик деформирующих движений за неотектонический период. Применение данной методики позволило получить неотектонические схемы принципиально нового качества как для крупных территорий (Восточно-Европейская платформа), так и для небольших площадей (лицензионный участок). Главным преимуществом данной методики является площадное представление результатов неотектонических построений; поскольку большинство методик и методов изучения неотектоники дают информацию о знаке и амплитуде вертикальных движениях точечно, либо вдоль отдельных линий.
Для региона Республики Татарстан впервые была выполнена детальная реконструкция тектонического развития территории за неоген-четвертичный период, получена новая информация о связи нефтеносности данного региона с ее неотектоническим (геодинамическим) режимом: геодинамическая обстановка, в которой пребывает залежь, определяет состав и физические свойства нефти. Наилучшими показателями обладает нефть в залежах, которые расположены в областях со средним и высоким уровнем геодинамической активности. В областях с низкой неотектонической активностью преобладает процесс разрушения - идет естественное разрушение («старение») залежей, что приводит к увеличению плотности нефти.
Положения, выносимые на защиту. 1) За счет применения аналитических функций географических информационных
систем (ГИС) существенно развиты и модифицированы структурно- морфологические методы изучения неотектоники.
-
-
-
На территории исследования по данным дешифрирования разновременных аэрофото- и космоснимков и морфометрического анализа дневного рельефа доказана устойчивая взаимосвязь современных геодинамических обстановок с характером неотектонических движений в недавнем геологическом прошлом (104 лет).
-
Неотектонические (в том числе и современные) движения земной коры оказывают непосредственное влияние на формирование и разрушение залежей нефти в пределах Татарского свода - активной геодинамической структуры с восходящим режимом неотектонических движений.
-
Карты неотектонической активности, разработанные на базе морфометрического метода обнаружения неотектонических структур и метода статистического анализа линеаментов, могут быть использованы как для изучения истории неотектонического развития территории, так и для прогноза ее нефтеносности.
Практическая значимость исследования. Разработанная методика создания карт и схем прогноза нефтегазоносности площадей на основе неотектонической активности может быть использована на любых равнинных территориях с развитой эрозионной сетью. Карты и схемы неотектонической активности, разработанные на базе морфометрического метода обнаружения неотектонических структур и метода статистического анализа линеаментов, могут быть использованы как для изучения истории неотектонического развития территории, так и для прогноза ее нефтеносности. В процессе выполнения работы получен ряд практических результатов, изложенных в научно-производственных отчетах. Например, на территории малой нефтяной компании был выполнен комплекс геоморфологических и геофизических исследований с целью определения участков, перспективных на обнаружение новых залежей нефти и заложения новых скважин. Здесь в качестве базовых прогнозных схем были
и U T-V
использованы схемы неотектонической активности и сохранности залежей. В результате бурения скважины на одном из прогнозных участков был получен промышленный приток нефти. Результаты исследований могут быть внедрены в практику нефтепоисковых работ в научных и производственных организациях нефтяного профиля при решении задач прогнозирования нефтеносности территорий исследования.
Личный вклад автора. Автором проведены анализ и обобщение данных по истории исследования Татарского свода и прилегающих впадин. При выполнении работы была собрана коллекция картографического материала, включая бумажные и цифровые планшеты топографических карт, сотни аэрофотоснимков, десятки космических снимков, десятки карт фактического материала и результатов геолого- геофизических и геоморфологических работ. Выполнена вся работа по предварительной обработке и подготовке собранного материала к выполнению пространственного анализа. Автор принимал личное участие в разработке и апробации методик анализа неотектонических движений территорий различных таксонометрических уровней с использованием географических информационных систем. Автором созданы и проинтерпретированы десятки морфометрических поверхностей, созданных для масштабного ряда от 1:10000 до 1:1000000. Для территорий 10 месторождений и нефтеносных площадей автором выполнен полный цикл линеаментного анализа, включая расчет штрихов, протяженных линеаментов, карт плотности линеаментов, глобальных и локальных роз-диаграмм. Для указанных территорий выполнена предварительная реконструкция тектонического развития в неоген-четвертичное время. Подтверждена информативность морфометрического метода обнаружения неотектонических структур на региональном и локальном уровнях. Автор лично участвовал в подготовке материала и разработке методики обнаружения изменений ландшафта и элементов дневного рельефа вследствие усиления или затухания геодинамических процессов по данным архивной и исторической аэрофото- и космосъемки с использованием ГИС и программ обработки данных дистанционного зондирования. Автором проведен пространственно-временной анализ изменчивости состава и физических свойств нефти из залежей, находящихся в различных геодинамических обстановках.
Апробация результатов исследования. Результаты, полученные при выполнении работы, были доложены на конференциях самого различного уровня. Результаты ежегодно докладывались на Итоговых научных конференциях
Казанского университета в 2010-2012гг. Они также представлялись на всероссийских и международных конференциях, семинарах, симпозиумах и молодежных школах, наиболее значимыми из которых являлись: XIV Международный научно-технический симпозиум «Геоинформационный мониторинг окружающей среды: GPS и GIS технологии» (8-13 сентября 2009 г., г.Алушта, Крым,), II Всероссийская научная конференция «Верхний палеозой России: стратиграфия и фациальный анализ», посвященная 175-летию со дня рождения Николая Алексеевича Головкинского, 1834-1897 (27-30 сентября 2009 г., г.Казань), Седьмая всероссийская открытая ежегодная конференция «Современные проблемы дистанционного зондирования Земли из космоса» (16-20 ноября 2009 г., г. Москва), IV Всероссийская конференция «Системный подход в геологии (теоретические и прикладные аспекты)» (27-28 октября 2009 г., г.Москва), Международная молодежная конференция «XXXVI Гагаринские чтения» (6-10 апреля 2010 г., г.Москва), Всероссийская конференция с международным участием "Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь" к 100-летию со дня рождения академика П.Н. Кропоткина (18 - 22 октября 2010 г., г. Москва), XVI международная конференция «Структура, свойства, динамика и минерагения литосферы Восточно-Европейской платформы» (20-24 сентября 2010 г., г. Воронеж), 4-ая Международная Научная Конференция Молодых Ученых и Студентов "Новые Подходы и Достижения в науках о Земле" (5-6 октября 2011 г., г. Баку), IV и V научно-практические конференции студентов, аспирантов и молодых ученых «Геология в развивающемся мире» с международным участием (2011, 2012 гг., г. Пермь), XVIII международная научно- практическая конференция «Геологическая среда, минерагенические и сейсмотектонические процессы» (24-29 сентября 2012 г., г. Воронеж), V Молодежный форум «Современные технологии оценки и освоения минеральных ресурсов» (24 мая 2012 г., г. Красноярск), XVII Научно-практический семинар пользователей программного обеспечения ESRI (17-20 октября 2011 г., г. Москва), Третья тектонофизическая конференция в ИФЗ РАН "Тектонофизика и актуальные вопросы наук о Земле" (8-12 октября 2012 г., г. Москва).
Публикации. По теме работы опубликовано 39 печатных работ, среди них: 6 статей в рецензируемых изданиях, рекомендованных ВАК, 4 статьи в других изданиях, 29 статей в сборниках материалов международных и всероссийских конференций, симпозиумов и других сборниках.
Структура диссертации. Диссертация объемом 180 страниц состоит из введения, 5 глав и заключения, включает 12 таблиц, 63 рисунка, список использованных источников из 216 наименований.
Благодарности. Автор благодарен научному руководителю, доценту кафедры геофизики и геоинформационных технологий КФУ, к.г.-м.н. Черновой И.Ю. Выражает признательность профессору Нургалиеву Д.К., профессору
Бурову Б.В.|, доценту Жаркову И.Я., доценту Хасанову Д.И., доценту Утемову Э.В., ст. преп. Хамидуллиной Г.С., Нугмановой Е.В. за ценные консультации и советы.
Работа выполнена при поддержке ФЦП «Научные и научно-педагогические кадры инновационной России» на 2009 - 2013 годы, ГК № 14.740.11.1051, № П794, № 14.A18.21.0610, № 14.A18.21.0687, а также гранта РФФИ № 12-05-90701- моб_ст. Автор выражает благодарность этим фондам.
Неотектонические и геоморфологические показатели размещения нефтяных и газовых месторождений в пределах платформенных областей
Закономерности формирования, сохранения и разрушения залежей углеводородов (УВ) обусловлены многофакторным воздействием на геологическую среду физико-химических, геодинамических, литолого-петрографических, гидрогеологических, тектонических процессов. Вклад каждой из этих составляющих на протяжении времени развития залежи УВ различен и не всегда может быть однозначно оценен, однако совокупность их действия в целом приводит к установлению балансового равновесия геологической системы. Особое значение в настоящее время приобретают исследования, направленные на установление масштабов времени, достаточных для формирования промышленно значимых залежей УВ. Это относится и к месторождениям-гигантам, промышленные запасы которых оцениваются в трлн. тонн нефти или газа, и к месторождениям малых размеров, с незначительными дебитами и низким качеством углеводородной смеси. При этом, по мнению некоторых исследователей, промышленные скопления УВ могут сформироваться за короткое время (п-10 лет), по сравнению с традиционными представлениями (п-106 лет), что является важным фактором, учитывая высокую скорость деструкции УВ залежей [13].
Еще не так давно геологи считали, что образование углеводородов происходило в осадочном чехле постоянно с момента возникновения органической жизни на планете, и возраст залежей связывали с возрастом вмещающих пород или со временем региональной боковой миграции флюидов. По В. Б. Порфирьеву [11], наоборот, за всю историю развития земной коры существовало только две фазы проникновения нефти из глубинных зон в осадочную толщу — в протерозое и миоцене. Существует и другая точка зрения [12, 21,22 и др.]: углеводородные скопления формировались и в прошлые геологические эпохи (о чем свидетельствуют следы древней миграции и аккумуляции углеводородов) [23], но сохраниться до сих пор смогли только залежи, образованные геологически недавно. В настоящее время доминирует флюидодинамическая модель нефтегазообразования [24 и др.], которая также не противоречит положению о молодом возрасте залежей нефти и газа.
По мнению зарубежных исследователей [15] значительная часть современных нефтяных и газовых месторождений возникла за последние 100 млн. лет, т.е. в меловое или кайнозойское время. Они же предполагают, что эти месторождения, содержат более 90% всех запасов нефти и газа.
По данным Л. Г. Уикса [25] в неогеновых отложениях найдено более 30% всей нефти, обнаруженной в мире. Л. Г. Уикс с позиции гипотезы органического происхождения нефти отмечает: «Исследования современных отложений обнаружили, что углеводороды обычно, если не всегда, присутствуют в них. В некоторых осадках, имеющих возраст менее 10 000 лет и расположенных на глубине не более 100-150 футов, характер залегания этих углеводородов подсказывает, что миграция в пористые каналы уже началась». В заключение статьи [25] звучит призыв: «Прежде всего, когда ищете нефть, делайте упор на ее молодость».
В настоящее время накоплен довольно большой объем информации о времени образования залежей нефти и газа по геологическим и другим данным: 1) по возрасту вмещающих пород (неоген-четвертичный период) [1,9,26], 2) на основе критерия аномально-высокого пластового давления (неоген-четвертичный период) [6,8], 3) по данным количественного изучения ряда показателей эпигенетического изменения минералов (неоген-четвертичный период) [1,10], 4) по данным гелий-аргонового метода (1.4 - 7 млн. лет) [2,27], 5) по исследованиям геотермических аномалий (неоген-четвертичный период) [28-30], 6) по анализу развития структурных ловушек (неоген-четвертичный период) [3], 7) по оценке скорости диффузии УВ через покрышки (от 4.5 до 70 млн. лет) [16,31-33], 8) по палеомагнитным данным (700 тыс.-2 млн. лет) [14]. Многочисленные факты, свидетельствующие об интенсивной современной вертикальной миграции углеводородов в земной коре, можно обнаружить как в современных, так и в более ранних работах [17-19и др.]. Однозначность результатов при различных подходах к определению возраста залежей позволяет считать, что между образованием многих из них и неотектоническим этапом развития земной коры существует определенная связь. В вышеперечисленных и во многих не приведенных здесь работах, если речь идет не о полном образовании залежей в неотектонический этап, то об их существенном доформировании или переформировании. Ряд исследователей [7 и др.] считают историю развития залежей длительной, исчисляемой периодами и эрами, на протяжении которых их образование чередовалось с разрушением. Вместе с тем, последний (неотектонический) этап сыграл, по их мнению, решающую роль в насыщении ловушек углеводородами.
Роль рельефообразующих (новейших) движений в размещении месторождений нефти и газа в настоящее время оценивается как в результате региональных сопоставлений новейшего и морфоструктурного плана с зонами нефтегазонакопления, так и путем установления связей между конкретными неотектоническими и морфоструктурными характеристиками и показателями нефтегазоносности. Если первый путь необходим для выявления общих форм связи между нефтегазоносностью и новейшими движениями, то второй приближает нас к более определенным выводам нефтегазопоискового значения.
Прежде чем, дать анализ и обобщение литературных источников о связи характеристик нефтегазоносности с теми или иными показателями неотектогенеза платформенных областей, рассмотрим краткий обзор методов изучения неотектоники.
Выявить неотектонические движения можно путем анализа всего фактического материала, который собирается в поле и который привлекается при камеральной обработке. Эти данные очень разнообразны. Они охватывают большое количество объектов наблюдения и признаков (таблица 1.1) [34-69].
Неотектонический период развития Татарского свода и обрамляющих впадин
Данная концепция этапов неотектонического развития территории Республики Татарстан [137] является наиболее полной и достаточно обоснованной, но не может считаться окончательной. Причиной является дискуссионный характер понятия «поверхность выравнивания» [141,143,151-155], разные точки зрения на возраст одних и тех же поверхностей и их генезис [155-158], игнорирование климатического и палеоклиматического режима, который в равной мере с тектоникой, способен формировать ярусность в рельефе [151,152,155,158].
Зинатовым Г.Х. составлена карта неотектонического блокового строения Республики Татарстан [159,160]. Карта построена по методике Орловой А.В. [161]: блоки выделены по разности гипсометрических отметок, границами блоков являются разломы, выраженные в рельефе спрямленными участками долин рек и водораздельных линий, космолинеаментами. Зинатов Г.Х. дополнил блоковое неотектоническое строение информацией о главных направлениях простирания линеаментов, характеристикой четвертичных отложений, амплитудами вертикальных движений по данных морфометрических построений. Карта не получила широкого распространения и общего признания, так как представленная информация не отражает динамику неотектонических движений и построена на формальных признаках.
Неотектоническое районирование в связи с оценкой нефтеносности территории Республики Татарстан проведено Мингазовым М.Н. [162]. Для построения карты новейшей тектоники им использованы данные о деформациях поверхностей выравнивания, карты коэффициентов горизонтального и вертикального эрозионного расчленения дневной поверхности, карты тектоноизогипс. Последние построены по базисной поверхности 3-го порядка, всем горизонтам осадочного чехла и поверхности фундамента методами математического редуцирования и графического вычитания, для малых участков. Карта неотектонического районирования [162] не претендует на оригинальность и не содержит существенно новых данных в понимании неотектонических движений.
Татарстан является одной из наиболее богатых нефтеносных территорий Волго-Уральской провинции. Здесь доказана промышленная нефтеносность 26 (9 - в терригенных и 17 - в карбонатных) и перспективная (единичные нефтегазопроявления) нефтегазоносность 6 стратиграфических горизонтов, открыто 96 нефтяных месторождений, объединяющих более 2700 залежей, выявлено около 150 месторождений природных битумов [163,164]. В 2008 г. добыта 3-х млрд. тонна нефти. Диапазон нефте- и битуминозности широк и охватывает по разрезу весь палеозой (от живетского яруса до верхнеказанских отложений) на глубинах 600-2100 м). По географическому положению месторождения приурочены к восточной части Республики Татарстан. С учетом степени нефтеносности, выдержанности по разрезу и простиранию пластов-коллекторов, их изолированности друг от друга выделено шесть нефтегазоносных и битумосодержащих комплексов (таблица 2.3)
Регионально нефтеносными комплексами являются пашийско-кыновские отложения терригенной толщи верхнего девона (I) (глубина залегания 1600-2100 м), тульско-бобриковские терригенные, верхнетурнейские карбонатные отложения нижнего карбона (II) (глубина 1100-1400 м) и верей-башкирские среднего карбона (V) (глубина 700-1000 м). Горизонты с единичными залежами небольших размеров отнесены к локально нефтеносным комплексам. Это залежи, приуроченные к песчано-алевролитовым пластам среднего девона (III), карбонатной толще верхнего девона и нижней части нижнего карбона, окско-серпуховским отложениям среднего карбона (IV). Преобладают структурные и структурно-литологические, реже массивные и совсем редко чисто литологические залежи [163,164].
Первостепенное промышленное значение имеют залежи нефти в регионально нефтеносных комплексах [163]. Это обстоятельство определило технику постановки геолого-разведочных работ (ГРР) на первых этапах геологического изучения недр Республики Татарстан. На протяжении более 40 лет (с конца 40-х по 80-е годы XX столетия) проводилось плановое наращивание объемов структурного и поисково-разведочного бурения, сейсморазведки МОВ, МОГТ, направленных в первую очередь на картирование антиклинальных поднятий в отложениях терригенного девона (пашийский, кыновские горизонты) и карбона. При этом верхней части разреза, как толще неперспективной на нефть и газ, было уделено минимальное внимание (бурение без отбора керна, игнорирование её в сейсморазведке как зоны малых скоростей, отсутствие геофизических исследований скважин). Вскоре после быстрого изучения основных крупных месторождений и картирования терригенных коллекторов техника ГРР стала малоэффективной: уменьшилось число открытий, снизилась их ценность, ухудшились технико-экономические показатели ГРР, планы прироста запасов не выполнялись. И хотя основные разведанные запасы нефти (85%) приурочены к терригенным коллекторам, доля залежей в этих отложениях составляет всего 40% от общевыявленных [163].
Значительная часть запасов относится к категории трудноизвлекаемых, добыча которых при применении традиционных методов разработки ведётся с невысокими темпами с низкой нефтеотдачей в последние 20 лет. Залежи с трудноизвлекаемыми запасами приурочены к карбонатным коллекторам карбона. С точки зрения тектоники они приурочены к бортовым зонам Камско-Кинельской системы прогибов (ККСП).
В настоящее время на территории Татарстана ведутся большие работы по поискам нетрадиционных запасов углеводородов в частности в древнейших породах кристаллического фундамента. Кристаллический фундамент Татарстана с конца 60-х годов стал объектом активного геолого-геофизического изучения. Анализ результатов бурения параметрических и поисково-разведочных скважин, вскрывших породы кристаллического фундамента на территории Татарстана на значительную глубину, позволил выделить в разрезе магматических и метаморфических пород архея-раннего протерозоя разуплотненные зоны различной мощности, проницаемости и флюидонасыщенности. Динамика газонасыщенности и газогидрохимических показателей разуплотненных зон кристаллического фундамента свидетельствуют о современной геодинамической и флюидной активности последних [165]. Кроме того, высказываются экспериментально подтверждаемые предположения о современной возобновляемости запасов залежей за счет миграции углеводородов из глубинных источников [166]. Анализируя Волго-Уральский регион в целом, получены данные о молодом возрасте залежей и о разновременном (но не выходящем за неотектонический этап) поступлении в них углеводородов [167]. У многих исследователей [165,166,168], не вызывает сомнения необходимость учета фактора неотектонических движений, для выявления новых залежей и восполнения разведанных запасов углеводородов.
Как было отмечено ранее, существующая технология ГРР на нефть, оставляет без внимания верхнюю часть геологического разреза. Основная информация о неоген-четвертичных отложениях (как основы, для неотектонических реконструкций) получена при комплексной геологической съемке М 1:200000. Однако объем буровых работ для геологического картирования не сопоставим с таковым при опоисковании нефти и газа.
Основные параметры, характеризующие состав и свойства нефтей и растворенных газов, получены в процессе проведения лабораторных исследований в подразделениях ТатНИПИнефть, НГДУ «Татнефть» (таблица 2.4) [163,164].
Многолетние исследования химического состава и свойств нефтей указывают на наличие определенных тенденций в их изменении по стратиграфическим комплексам осадочной толщи. Так, снизу вверх по разрезу прослеживается утяжеление нефтей и изменение их свойств. По плотности нефти подразделяются на легкие (терригенный девон) и на тяжелые (верей-башкирские отложения), т.е. нефти нижнего и среднего карбона значительно тяжелее нефтей терригенного девона. С увеличением в том же направлении содержания серы нефти от сернистых (серы 0.6 -2%) изменяются до высокосернистых (серы более 2%).
Создание банка данных по физическим свойствам нефтей и дебитам добывающих скважин месторождений Республики Татарстан
По методике компьютерного морфометрического анализа (раздел 3.2.1.1) автором были построены карты порядков водотоков для разных масштабов топографических карт.
Масштабный ряд исследований охватывает территории с разным экстентом (площадь покрытия): данные 1:1000000 - плитная часть ВЕП; данные 1:200000 -Волго-Уральская антеклиза, 1:100000 - территория Республики Татарстан; 1:50000, 1:25000, 1:10000 - отдельные участки Татарского свода и обрамляющих впадин, с установленной или предполагаемой нефтеносностью. Анализ разномасштабных карт порядков водотоков, в пределах области перекрытия экстентов позволил выявить ряд особенностей, которые были учтены при геологической интерпретации результатов морфометрических построений. Было установлено, что: 1. точность географического местоположения водотоков при изменении масштаба изменяется незначительно; 2. переход от мелких масштабов к крупным увеличивает детальность выделяемой сети водотоков и вызывает увеличение порядка одних и тех же водотоков; 3. изменение масштаба в 4-5 раз, приводить к качественному скачку в порядках водотоков (таблица 3.5).
Согласно таблице 3.5 имеем: водоток 1-го порядка в М 1:1000000 соответствует водотоку 3-го порядка в М 1:200000 и 1:100000, водотоку 4-го порядка в М 1:50000 и 5-го порядка в М 1:25 000 и М 1:10000.
Отмеченная особенность изменения детальности данных при переходе внутри масштабного ряда согласуется с данными других исследователей [181-183].
Философов В.П. предлагал использовать морфометрический анализ на платформенных территориях по топографической основе не крупнее 1:100000 [64,171,183]. Причиной выбора максимального масштаба является попытка устранить влияние экзогенных процессов на результаты морфом етрических построений. Автор придерживается мнения о том, что увеличение масштаба исследования с привлечение разномасштабных данных не только увеличит информативность анализа, но и позволит подготовить тектоническую основу для аэрокосмогеологического дешифрирования разновременных ДДЗ.
Кроме выявления морфометрических структур компьютерный анализ рельефа дает также информацию о макроскопической трещиноватости осадочного чехла. Для получения такой информации автор использовал распределение плотности линеаментов на территории исследования. Распределение плотности линеаментов в верхней части осадочного чехла (на земной поверхности) зависит в основном от активности блоков земной коры. Под активностью следует понимать обособленность крупного блока консолидированной коры и наличие свободных границ этого блока.
При равном количестве свободных блоков и их границ максимальная плотность линеаментов будет наблюдаться там, где активность (современное однонаправленное движение блока) максимальна. Это один из факторов, определяющий плотность линеаментов в осадочном чехле на платформах. Таким образом, локальное распределение плотности линеаментов подчеркивает границы крупных блоков консолидированной коры, а региональная вариация плотности линеаментов подчеркивает различие в активности. С точки зрения оценки потенциальной нефтеносности региона, карты плотностей линеаментов дают информацию не только о макроскопической проницаемости осадочного чехла, но и демонстрируют вероятные направления миграции флюидов в осадочном чехле и верхних частях кристаллического фундамента.
Макроскопическая проницаемость, или макротрещиноватость осадочного чехла может быть охарактеризована через плотность линеаментов. Линеаментами называют линейные неоднородности земной коры и литосферы разного ранга, протяженности, глубины и возраста заложения, которые проявлены на земной поверхности прямо (разрывами) или опосредовано, геологическими или ландшафтными аномалиями [184,185]. Многие линеаменты являются погребенными разломами складчатого фундамента или флексурными и трещинными зонами осадочного чехла. В рельефе линеаменты выражаются закономерно ориентированными зонами, образованными прямолинейными участками водоразделов и речных долин, берегов крупных рек, озер и болот, цепочками просадок различного генезиса и др. Ширина таких зон составляет от первых до десятков километров [186].
Первичными материалами для расчета карт линеаментов различной выраженности и карт плотности линеаментов являлись цифровые модели рельефа (ЦМР)разных масштабов.
Основой для расчета карт линеаментов и карты плотности линеаментов по ЦМР выступала карта штрихов - первичных линейных объектов, выраженных в рельефе (рисунок 3.10а) Для определения штрихов в цифровой модели рельефа выявляются спрямленные участки хребтов и долин. Для каждой точки штриха определяется его направление с точностью до 11.25 градусов, т.е. одно из следующих 16-ти направлений: 0, 11.25, 22.5, 33.75, 45, 56.25, 67.5, 78.75, 90, 101.25, 112.5, 123.75, 135, 146.25, 157.5, 168.75. (угол измеряется от горизонтали справа - налево). Уверенно выявляются только те штрихи, размер которых не меньше 5-10 пикселей. Следующий шаг анализа штрихов - формирование на их основе прямых протяженных линеаментов (рисунок 3.106). Здесь же можно установить фильтр, отбирающий линеаменты по степени их выраженности. Расчет штрихов и линеаментов выполнялся в программе LESS А [187-192].
Карты макротрещиноватости осадочного чехла были получены двумя способами: как плотность штрихов (рисунок 3.11) на единицу площади (м/км2), и как плотность линеаментов (рисунок 3.12) на единицу площади (м/км2). Физико-географическая сущность карты плотности штрихов может быть охарактеризована как мера (коэффициент) общей горизонтальной расчлененности территории.
Значение каждой ячейки растра плотности показывает отношение суммарной длины всех линий к площади некоторой окрестности данной ячейки. Окрестность скользящего окна расчета плотности обычно представляется кругом. Например, при обработке ЦМР масштаба 1:1000000 размер сетки гри да для карты плотности штрихов составлял 100 м, радиус окрестности - 5 км, для карты плотности линеаментов размер сетки грида составляет 10 км, радиус окрестност - 1000 км. При расчете карт плотностей выбираются все линии, которые попадают в очерченный круг (если линия выходит за пределы радиуса расчета, то выбирается только та часть линии, которая лежит внутри круга) затем суммируются их длины и делятся на площадь круга.
Реконструкция истории Татарского свода в неоген-четвертичный период по данным морфометрического анализа
Комплексный анализ морфометрических поверхностей (раздел 4.3), показывает, что центральная часть Ромашкинского купола в неоген-четвертичный период испытывала преимущественно восходящие движения. По-видимому, такой тектонический режим, способствовал сохранности залежей центральной части Ромашкинского купола, а также их периодической подпитке. Возможно, это одна из причин уникальности Ромашкинского месторождения.
Другие залежи испытывали разнонаправленные движения, и находились в более нестабильных состояниях, приводящих к разрушению и переформированию залежей. Естественно, при этом физико-химические свойства нефти менялись. В результате апостериорного сравнения средних значений плотности и вязкости нефти коллекторов карбона, были выделены две группы площадей с одинаковыми средними значениями.
Первая группа объединяет Сабанчинскую, Бавлинскую, Сулинскую, Бавлинскую, Шегурчинскую, Контузилинскую, Акташскую, Березовскую, Восточно-Сулеевскую, Зеленогорскую, Минибаевскую, Северо-Альметьевскую, Южную и Алькеевскую площади и простирается с юго-востока на северо-запад. Среднее значение плотности для первой группы - 862 кг/м3, вязкости - 27,7мПа-с.
Вторая группа включает месторождения: Ново-Шешминское, Чегодайское, Старо-Кадеевское, Еноруссинское, а также Ульяновскую, Тлянчи-Тамакскую, Степноозерскую площади, располагающиеся на юго-западе рассматриваемой территории. Средние значение плотности во второй группе - 896 кг/м , вязкости -91,7мПа-с.
Для групп месторождений, выделенных по свойствам нефтей коллекторов карбона, наблюдается та же зависимость распределения свойств нефтей, что и для нефтей из отложений девона: нефти залежей расположенных в непосредственной близости к Ромашкинскому куполу являются более легкими и менее вязкими в сравнении с нефтями залежей другой группы месторождений. Здесь эта зависимость проявляется менее отчетливо. Причиной тому, вероятно, являются более интенсивные процессы вторичного преобразования нефтей в отложениях карбона. Другой причиной, возможно, является отсутствие достаточного количества данных.
На рисунках 5.13 и 5.14 показаны графики изменения плотности и вязкости нефтей в период с 1956 по 2003 гг. для всей совокупности образцов без разделения по площадям. Подобные зависимости были также построены для каждой отдельно взятой площади, при условии, что в ее пределах выполнено не менее 8 разновременных наблюдений. Анализ полученных диаграмм показал, что со временем плотность и вязкость нефти для различных территорий изменяется не одинаково. Для некоторых площадей значения плотности и вязкости изменяются со временем незначительно, для других групп площадей изменчивость изучаемых параметров имеет сложный характер. Установлено, что, в целом, полученные зависимости не могут быть описаны прямолинейными функциями, а имеют более сложное поведение. Общим для всех диаграмм является факт роста плотности и вязкости нефти во времени для исследуемых выборок.
Так как первичный материал включает данные, полученные в разные годы на разных площадях исследования, предварительно вся совокупность данных была проанализирована с целью определения временных интервалов, на которых можно было бы проследить изменение плотности и вязкости нефти для всех площадей в одни и те же моменты времени. В результате анализа данных было решено выбрать временной интервал изучения свойств нефтей из отложений карбона с 1976 по 1998 гг., временной интервал изучения свойств нефтей из отложений девона с 1964 по 1990 гг. с шагом в 2 года. Для тех лет, в которые изучаемые параметры не измерялись, значения плотности и вязкости рассчитывались путем линейной интерполяции между значениями, соответствующими ближайшим (к интерполируемому году) годам исследования. С помощью ПО ArcGIS были построены временные срезы наблюдений за изменением исследуемых параметров (рисунки 5.15-5.17). На рисунках 5.15-5.17 более темным цветом показаны более высокие значения изучаемых параметров (плотности и вязкости). На рисунке 5.15 представлены некоторые временные срезы наблюдений за изменением плотности нефти в коллекторах карбона. Здесь можно увидеть, что в период с 1978 по 1984 годы плотность нефти постепенно растет, а в 1984 году плотность практически на всех площадях резко уменьшается и остается такой же вплоть до 1990 года. После 1990 года для всех площадей наблюдается закономерное увеличение плотности нефти.
На рисунке 5.16 представлены некоторые временные срезы наблюдений за изменением плотности нефти в коллекторах девона. В период с 1968 года по приблизительно 1982 год наблюдается закономерное увеличение плотности нефти практически на всех площадях, а затем ее снижение в интервале времени 1982 - 1984 года. Затем происходит увеличение плотности вплоть до настоящего времени. На рисунке 5.17 представлены некоторые временные срезы наблюдений за изменением вязкости нефтей коллекторов девона. В период с 1974 по 1982 года здесь прослеживается постепенный рост вязкости нефти. В 1984 наблюдается резкое увеличение вязкости на Акташской, Елховской, Зай-Каратайской и Нурлатской площадях. С 1988 года происходит уменьшение вязкости вплоть до настоящего времени. Аналогичный анализ по вязкости нефтей для коллекторов карбона провести не удалось из-за малого числа наблюдений. Закономерности изменения величин плотности нефти, выявленных для нефтей коллекторов девона, в общих чертах повторяются и для нефтей из отложений карбона.
Совместный анализ изменчивости плотности и вязкости нефти для пород девона выявил следующую закономерность. В интервале времени с 1980 по 1984 года классическая прямая корреляционная зависимость не выдерживается: с увеличением вязкости, плотность нефти, наоборот, снижается. Аналогичный фактор уже описывался в литературе [103] и объяснялся сточки зрения геодинамики. А именно, нетрадиционные соотношения плотности и вязкости могут иметь миграционно-геодинамическую природу: в случае локализованного по площади поступления в залежи из нижележащих отложений более «лёгкой» нефти, плотность нефти (локально) может снизиться. Одновременно, геодинамические условия раскрытия недр способствуют активной миграции в первую очередь самых лёгких компонент нефти из самой залежи, что может привести к повышению процентного содержания асфальтеново-смолистых веществ и, следовательно, к повышению вязкости.
Возможно, что такое кратковременное событие отразилось на картах периода 1980-1984 годов. Косвенным подтверждением данной гипотезы могут служить данные о современной сейсмичности территории РТ [214,215].
Похожие диссертации на Влияние неотектонических движений на размещение и сохранность залежей нефти и газа : на примере Татарского свода и склонов прилегающих впадин
-
-
-
