Статистика отражения на дистанционных материалах локальных поднятий с выявленными залежами нефти и газа

С целью отработки методики дистанционных исследований по ряду регионов был проведен анализ отражения на комплексе разновременных снимков ранее открытых месторождений углеводородов [30,31]. Это было связано с постоянно улучшающимися характеристиками снимков, возрастанием их пространственного и спектрального разрешения.

В пределах Волго-Уральского нефтегазоносного бассейна в Мелекесской впадине и по прилегающему к ней с юга Жигулевскому валу были получены следующие результаты. В пределах первой из 23 залежей нефти на снимках находит отражение 16 или около 70%. По Жигулевскому валу, где открыто 19 месторождений нефти, этот показатель составляет 91%. Необходимо подчеркнуть, что они приурочены, в основном, к унаследованным поднятиям, относятся к наиболее перспективным объектам по дистанционным данным, находятся в регионе с небольшой мощностью осадочного чехла (1000 - 2000 м.) и высокой современной тектонической и геотермальной активностью.

Фрагмент карты локальных структур и разрывных нарушений, прогнозируемых по космическим и выделенных по сейсморазведочным данным Бузулукской впадины

Рис.35. Фрагмент карты локальных структур и разрывных нарушений, прогнозируемых по космическим и выделенных по сейсморазведочным данным Бузулукской впадины.

  • 1 - надвиги по данным сейсморазведки; 2 - границы структурных подразделений по космическим данным;
  • 3 - прогнозируемые разрывные нарушения; 4 - локальные структуры, выделенные по данным сейсморазведки;
  • 5 - локальные структуры, прогнозируемые по космическим данным, соответствующие поднятиям, выявленным сейсморазведкой; 6 - не подтвержденные сейсморазведкой при существовавшей сети профилей; 7 - изогипсы по афонинскому отражающему горизонту девона. Номера структур, выявленных сейсморазведкой: 1 - Тимонинская, 2 -Вербовская, 3 - Южно-Довыдовская,
  • 4 - Довыдовская, 5 - Южно-Чаганская, 6 - Средне-Чаганская, 7 - Западно-Довыдовская.

В Бузулукской впадине, слабее изученной на период работ и характеризующейся большей мощностью осадочного чехла, показатель соответствия контуров прогнозируемых и выявленных структур, а также открытых месторождений нефти и газа несколько ниже (рис.35). Это связано с меньшей активностью контролирующих их приразломных валов и зависимостью от мощности осадочного чехла.

В подтверждение этого положения приведем сравнительные данные по степени проявления на дистанционных материалах линейных региональных структур и связанных с ними месторождений нефти и газа (табл. VI).

Таблица VI

Оценка связей линейных приразломных валов и их отражения на дистанционных материалах и % месторождений углеводородов, контролируемых прогнозируемыми разрывными нарушениями в южной части Волго-Уральского бассейна

Приразломные валы

% опозноваемости валов по их длине на дистанционных материалах

% месторождений УВ, контролируемых прогнозируемыми разрывными нарушениями

Жигулевский

85

91

Дмитриевский

53,3

80

Болынекинельский

37

31,2

Кулешовский

53,5

44,1

Покровский

46

33,3

Необходимо подчеркнуть, что эти данные получены в 90-х гг. по однозональным радиолокационным и фотоснимкам с не высоким пространственным разрешением.

Приведенные показатели отражают тот факт, что разрывные нарушения, выделяемые по дистанционным материалам играют структурообразующую роль, являются здесь основными путями вертикальной миграции углеводородов под воздействием конвективного теплового потока и важнейшим прогнозным фактором, используемым при поисках месторождений нефти и газа.

Необходимо отметить, что этот показатель не является объективным, так как он зависит от степени и равномерности изученного района работ сейсморазведкой и бурением, достоверности интерпретации геофизических данных и особенностей формирования структурных ловушек.

Дополнительным признаком нефтегазоносности статистически подтвержденных локальных поднятий, является их новейшая и современная активность, а также преобладающая тенденция к воздыманию. Эти процессы влияют на активный подток углеводородов к ловушкам и завершают к настоящему времени локализацию нефти и газа. Формируемая на воздымающихся поднятиях система трещиноватости не

Активная современная микроамплитудная трещиноватость, контролирующая выходы газа, установленная методом радиолокационной интерферометрии на подземном хранилище газа Карадаг

Рис. 36. Активная современная микроамплитудная трещиноватость, контролирующая выходы газа, установленная методом радиолокационной интерферометрии на подземном хранилище газа Карадаг

всегда выявляется сейсморазведкой и прослеживается до земной поверхности. Она с высокой детальностью устанавливается дистанционным методом радиолокационной интерферометрией (рис.36) и является прямым каналом связи между продуктивными горизонтами и поверхностью Земли [21].

Это позволяет точечными или профильными геохимическими работами проверять оценку нефтегазоносности изучаемых объектов, полученную по результатам многоспектральных съемок.

 
Посмотреть оригинал
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   ОРИГИНАЛ     След >