Материал: ответы нг

20.Подземные воды кайнозойских нефтегазоводоносных бассейнов.

Кайнозойские нефтегазоносные отложения ПВ. Основной представитель Южно-Каспийский. Западные границы идут по мезозойским породам большого и малого Кавказа. На востоке по горным цепям Копенгага. За рубежом граница Ирана. Основные горизонты приурочены к палеоценовым отложения в гидрогеохимическом разрезе закономерности заключаются с уменьшением минерализации хлоридности (Рассол сменяется соленными и солоноватыми водами гидрокарбонатного и сульфатно-гидрокарбонатного состава).

Уменьшение напором наиболее прогнутых участков по бортам говорит об элизионном характере водонапорной системы признаки инфильтрационных систем нет.

Отмечаются высокодебитные восходящие родники, связанные с разрывами в антиклинальных структурах. Встречаются грязевые вулканы.

Общая характеристика кайнозойский бассейнов это

1. Элизонный характер водообмена очень высокая газонасыщенность основной части разреза.

2. Инверсия гидрохимической зональности и аномально высокие пластовые давления глубоких ВК. Снижаются к краевым частям межгорных впадин, глубина залегания отложений до 20 км.

21.Структурные элементы осадочного чехла Сибирской платформы

22. Структурно-гидрогеологическое районирование Сибирской платформы.

Гидрогеологическая характеристика и нефтегазоность Сибирской платформы.

\

Крупными элементами осадочного чехла являются:

Антеклизы:

1. непско-обкинская;

2. байкитская;

3. оленейская;

4. албанская.

Синеклизы:

1. присаяно-вилюйская;

2. тунгусская;

3. вилюйская.

Ангара-ленская ступень.

Предпатомский и Енесейско-Хатангский региональные прогибы.

Предверхоянский краевой прогиб.

В пределах Сибирской платформы выделено две нефтегазоносные провинции:

1. Лено-Вилюйская;

2. Лено-Тунгусская.

Нефтегазоносной провинцией (НГП) называется территория, объединяющая несколько нефтегазоносных областей, тяготеющих к крупному геотектоническому элементу первого порядка, геологическая история которого в целом подчинена единому плану в течение длительного отрезка геологического времени.

1. Мезозойские депрессионные зоны.

2. Остальную часть платформы средне-вендские и палеозойские отложения.

1 и 2 объединяют как восточносибирская нефтегазоносная мегапровинция.

Структурно-гидрогеологическое районирование сибирской платформы включает несколько гидрогеологических областей:

1. бассейны пластовых вод;

2. массивы (Анабарский, Витимо-Патомский, Алданский и Енисейский).

В пределах плитной части выделяют и гидрогеологические округа (Тунгусский, Якутский, Северо-Сибирский).

Структурно гидрогеологическое районирование провели по материалу съемочных работ и выделении интервалов разрезов со специфическим строением, а нефтегеологические районирование основано на структурной основе глубоких нефтегазоносных комплексов.

23. Сводный стратиграфо-гидрогеологический разрез Сибирской платформы на примере Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции.

Лено-тунгусская НГП - S=2,6 млн. кв².

Границы НГП на юге вблизи краевых швов между платформой и арогенными областями, на севере и северо-востоке – это НГП Хатайско-Вилюйская, на востоке по границе алданского щита.

Разрез начинается с верхних протерозойских отложений, которые заполняют палеовпадины, авлакогены (грабенообразные структуры несколько размыты) мощности от 0 до 8 км.

Нижний ярус рифея терригенно-карбонатный, средне-карбонатный, верхне-терригенный венд и нижнекембрийский отложения мощность около одного километра.

Основные НГП приурочены к подсолевой части разреза рифей, венд и нижний кембрий.

Гидрогеологическая стратификация разрез осадочного чехла делиться на 3 формации:

1. надсолевую;

2. солевую;

3. подсолевую.

Верхняя часть разреза надсолевая значительная часть дренирована, речной сетью, содержит пресные или солоноватые воды, активный режим водообмена. Нижняя граница варьирует и на юге опускается до подошвы верхолена. Промышленная газоность не установлена.

Соленосная часть – от литвинцевской свиты до верхо-усольской свиты соленосная формация.

Средняя наиболее соленасыщенная часть усольской свиты рассматривается ка региональный водоупор мощность максимальной части слоев от 300 до 500 м и более, а во впадинах иногда более 1000 м.

От осинского горизонта до фундамента.

Подсолевая часть каждая формация делиться на водоносные горизонты и комплексы, наиболее перспективный по нефтегазоносности К₁ (песчаники, алевролиты) локальными водоупорами служат аргиллиты глины, а роль регионального водоупора плотный глинисто-карбонатные и ангидритодоломитовые породы мотской свиты.

В К₂ продуктивные горизонты приурочены к зонам трещиноватости и кавернозности карбонатных пород, региональным водоупором и всей подсолевой толщи являются породы усольской свиты.

В К₃ водоупором являются пласты соли и сульфатно-карбонатные отложения верхне-бельской свиты.

В К₄ водоупором являются аналогичные породы ангарской свиты.

В К₅ пласты литвинцевской свиты и глинистые отложения, и плотные мергели нижней части верхоленской свиты.

В солевой и подсолевой формациях пластовые воды представлены рассолами хлоридно-натриево-кальциевого, и магниево-кальциевого состава с минерализацией до 300-500 г/л. Водорастворенные газы в основном метанового и азотно-метанового типа.

24. Классификации рассолов по минерализации.

Принятая классификация рассолов по степени М г/л:

1. пресные воды до 1г/л;

2. соленые 1-36 г/л;

3. весьма слабые рассолы 36-75 г/л;

4. слабые рассолы 75-150 г/л;

5. крепкие рассолы 150-320 г/л;

6. весьма крепкие рассолы 320-500 г/л;

7. предельно насыщенные рассолы более 500 г/л.

Основные зоны питания глубоких горизонтов находятся на окраинах платформы, а зоны разгрузки в ее внутренних районах, но имеются также местные внутри платформ. Зоны питания и очаги разгрузки бассейнов сложная гидродинамическая система.

25. Зональность и особенности химического состава подземных вод нефтегазоносных районов.

В терригенном рифей-вендском комплексе К₁ фиксируется 3 гидрогеологических зоны, обусловленные гидродинамическими условиями:

1) Минерализация от 0 до 150 г/л имеются гидрокарбонатно-кальциевые воды, кальций-магниевые с минерализацией от 1 до 2 г/л, а также слабые рассолы хлор-натриевого состава;

2) Минерализация от 150 до 320 г/л, контур распределения примыкает к первой зоне и в виде полосы по окраинам бассейна, состав вод хлор-натриевый. Пластовые воды – инфильтрационные рассолы. Зона, переходящая от зоны активного к зоне застойного водообмена.

3) Вся остальная часть платформы минерализацией более 300 г/л, весьма крепкие рассолы. Состав хлор-магниево-кальциевые с высоким содержанием бора (5-7 г/л) – зона застойного водообмена.

На фоне регионах гидрогеохимическая зональность установлены локальные увеличения минерализации, степень метаморфизма пластовых рассолов вблизи МПИ, что следует использовать в качестве поискового признака для локального прогнозирования залежей.

Микрокомпоненты – их содержание изменяется в широких пределах, наибольшие концентрации характерны для брома, калия, хрома, вниз по разрезу микрокомпоненты разделены на три группы согласно средним значениям их концентраций:

1. Тяжелые элементы и химически малоактивные металлы: железо, ртуть, ванадий молибден и другие.

2. Химически активные металлы литий, бром, кремний, сверху вниз концентрация снижается в терригенном комплексе К₁.

3. Химически активные щелочные металлы - калий, рубидий, неметаллы – бром и ион аммония, сверху вниз концентрация возрастает до К₂, а затем в К₁, инверсия и концентрация снижается.

Вторая и третья группы содержат, водорастворимые газы и тяжелые углеводороды, нафтеновые кислоты, летучие фенолы, С-органическое. Процессы метаморфизма и окисление, вызываемое циркуляцией сульфатных вод, а также присутствие иона аммония свидетельствует разрушением залежи нефти.

Особое место занимает I – с глубиной его количество уменьшается до границ второй группы, а затем оно возрастает до границы терригенного комплекса К₁.

26. Зональность гидродинамического режима подземных вод нефтегазоносных районов.

Гидродинамика осадочного чехла сибирской платформы сложный и изучен слабо, на ряду с зональностью имеются зоны аномального АВПД и АНПД.

Зоны питания расположены на окраинах бассейнах и в его внутренних районах, разгрузка подземных вод из подсолевых толщ имеет вскрытый внутрипластовой характер.

Вертикальная зональность. Пластовое давление измеренное на глубинах 3-4 км в 30-45 Мпа. Коэффициент гидродинамической напряженности с глубиной в солевой формации увеличивается, а в подсолевой уменьшается.

Это отражает региональную гидродинамику водоносных комплексов и степень их изменчивости.

В верхней части разреза соленосной формации отмечается поглощение промывочной жидкости питание подземных вод идет за счет нисходящей инфильтрации из зоны активного водообмена, в нижней части отмечается как поглощение и выброс подземных вод.

Инфильтрация была затруднена в К₄ и К₅, а высокое пластовое давление вполне соответствует затрудненному режиму водообмену в следствии недостатка питания.

В комплексе К₁ пластовые давления близки к нормальному гидростатическому.

Открытая разгрузка рассолов встречается редко только вблизи областей питания (Присаянье, Прибайкалье) а также в глубоко врезанных долинах рек.

Наиболее перспективными в каждом из районов считается самый верхний пласт коллектор К₁. Перекрытый региональным средним мотским водоупором.

Латеральные гидродинамические закономерности.

Краевые внешние области питания расположены в предгорьях горноскладчатого обрамления платформы, где водоносный комплекс выведен на дневную поверхность.

Дополнительно есть внутриплатформенные области питания на склонах алданской и анабарской антеклизы на вершинах крупных сводовых поднятий и зонах дробления пород присаянской и тунгуской синеклизы.

Региональные области разгрузки находятся в краевых прогибах и во впадинах синеклиз.

Также есть скрытые очаги разгрузки которое относятся к тектоническим зонам по долинам крупных рек, в краевых областях питания абсолютные отметки 600-900 м и выше, метеогенные воды содержат высокие напоры двигаются вглубь платформы оттесняя и разубоживают пластовые воды.

Скорости движения пластовых вод низкие и снижаются при удалении от зон питания.

Рассчитанная скорость подземных вод в присаянье не выше 0,5-1 см/год и возможно ниже из-за литологической неоднородности.

Нефтегазоносные рассолы обычно тяготеют к замкнутым областям пьезоминимумам, к зонам разгрузки пластовых вод приведенные напоры снижаются в направлении контура залежи.

Некоторые месторождениях углеводородов осложнены разломами, существуют восходящие и нисходящие притоки рассолов, Ерактинское, Верхнеченское и другие МПИ.

27. Латеральные гидрогеологические закономерности, выявленные в пределах Сибирской платформы.

Как понял в вопросе говорится о гидродинамической и гидрогеохимической зональность характерных для сибирской платформы, они подробно рассмотрены в вопросах по номерами 25-26.

28. Температурный режим подземных вод.

29. Основные этапы и стадии геологоразведочных работ.

Этапы:

I. Региональный- выделяются 2 стадии: - 1) прогноза нефтегазоностности; 2) оценка зон нефтегазовых накоплений

Задача наметить перспективные площади, изучение геологического строения глубинного, и подготовка к поисковому бурению.

Работы: поисковые и детально геофизические, структурное и параметрическое бурение.

II. Поисковой:

Задачи :

1) открытие месторождения

2) предварительная геолого-экономическая оценка

Виды работ: поисковое бурение и ГИС

III. Разведочный

1) оценка стадии месторождения

2) подготовка месторождения е разработке

Виды работ; бурение глубоких разведочных скважин и дополнительные геофизические исследования.

30. Задачи и содержание регионального, поискового и разведочного этапов исследований.

1. Региональный этап.

Целью региональных геолого-геофизических работ является изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследованных осадочных бассейнов и их участков и отдельных литолого-стратиграфических комплексов, оценка перспектив их нефтегазоносности и определение первоочередных районов для постановки поисковых работ на нефть и газ.

Региональный этап изучения недр предшествует поисково-оценочному этапу и проводится до тех пор, пока существуют благоприятные предпосылки для обнаружения новых перспективных комплексов на неосвоенных глубинах и зон нефтегазонакопления в слабоизученных районах. В пределах нефтегазоносных районов региональные работы могут проводиться одновременно с поисково-оценочными и разведочными работами.

Региональный этап включает две стадии: прогноз нефтегазоносностииоценка зон нефтегазонакопления.

Стадия прогноза нефтегазоносности. Основным объектом исследования на стадии прогноза нефтегазоносности являются осадочные бассейны и их части. На этой стадии обосновываются наиболее перспективные направления и выбор первоочередных объектов дальнейших исследований. Комплекс региональных работ включает:

дешифрирование материалов аэро-, фото- и космических съемок;

геологическую, гидрогеологическую, структурно-геоморфологическую, геохимическую мелкомасштабные съемки;

гравиметрическую съемку масштаба 1:200000 – 1:50000 и электроразведку;

сейсморазведочные работы по системе опорных профильных сечений; бурение опорных и параметрических скважин на опорных профилях в различных структурных условиях.

Цели и задачи работ на первой стадии – выявление литолого-стратиграфических комплексов, зон возможного нефтегазонакопления, оценка перспектив нефтегазоносности, здесь оцениваются прогнозные ресурсы нефти и газа категории Д2 и частично Д1 и обосновывается выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований.

По результатам работ и обобщения материалов составляются отчеты, к которым прилагаются следующие основные графические документы:

· обзорная карта;

схема расположения профилей, точек наблюдений и скважин на исходной геологической и тектонической основе;

сводные нормальные геолого-геофизические разрезы отложений, изученных крупных геоструктурных элементов осадочного бассейна;

геолого-геофизические разрезы опорных и параметрических скважин с выделенными опорными и маркирующими горизонтами и с результатами испытания;

опорные геологические и геофизические разрезы, характеризующие строение бассейна и крупных структур;