Геологическое строение и перспективы нефтеносности сложнопостроенных девонских терригенных отложений на территории Удмуртской Республики

• Автор: Соснин, Николай Евгеньевич
• Шифр специальности: 25.00.12
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2013
• Место защиты: Пермь
• Количество страниц: 183 с. : ил.

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ
1. ИСТОРИЯ ИЗУЧЕННОСТИ ВОПРОСОВ, ПОСТАВЛЕННЫХ В РАБОТЕ
2. ГЕОЛОГИЧЕСКОЕ СТРОЕНИЕ И НЕФТЕНОСНОСТЬ ТЕРРИГЕННО-ГО ДЕВОНА
2.1. Тектоническая характеристика территории
2.1.1. Рельеф и строение кристаллического фундамента
2.1.2. Структурный комплекс осадочного чехла
2.1.3. Типы структур и ловушек нефти
2.2. Особенности палеогеографических факторов условий седиментации живетско-нижнефранских терригенных отложений девона
2.3. Общая гидро-геохимическая характеристика и нефтеносность различных горизонтов терригешюго девона
2.3.1. Гидрохимическая характеристика
2.3.2. Геохимическая характеристика рассеянного органического вещества
2.3.3. Нефтеносность
3. ЛАТЕРАЛЬНАЯ И ВЕРТИКАЛЬНАЯ НЕОДНОРОДНОСТЬ СТРОЕНИЯ ТЕРРИГЕРШОГО ДЕВОНА, ЕГО КОЛЛЕКТОРОВ И ПОКРЫШЕК
3.1. Анализ изменения неоднородности продуктивных пластов
3.2. Закономерности изменения коллекторских свойств продуктивных пластов
3.3. Характеристика пород-покрышек
4. РАЗРАБОТКА СТАТИСТИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ДЛЯ ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

СПИСОК РИСУНКОВ
№п/п Название рисунка
Рис. 2.1. Схема строения фундамента
Рис. 2.2. Тектоническая схема осадочного чехла
Рис. 2.3. Условные обозначения к тектонической схеме осадочного чехла
Рис. 2.4. Структурная карта кровли терригенных отложений таманского горизонта
Рис. 2.5. Карта изопахит тиманско-живетских терригенных отложений
Рис. 2.6. Схема сопоставления разрезов по линии 1-1 скв. 430 Сосновская - скв. 901 Алнашская
Рис. 2.7. Литолого-фациальная карта отложений ардатовского горизонта
Рис. 2.8. Литолого-фациальная карта отложений муллинского горизонта
Рис. 2.9. Литолого-фациальная карта отложений пашийского горизонта
Рис. 2.10. Литолого-фациальная карта отложений таманского горизонта
Рис. 2.11. Условные обозначения к литолого-фациальным картам
Рис. 2.12. Схема распределения гранулометрических параметров в муллинском горизонте
Рис. 2.13. Схема распределения гранулометрических параметров в пашийском горизонте
Рис. 2.14. Схема распределения гранулометрических параметров в таманском горизонте
Рис. 3.1. Кумулятивные кривые распределения проницаемых пропластков по величине мощности по пластам Д-П и Д-Ш+ГУ
Рис. 3.2. Кумулятивные кривые распределения проницаемых пропластков по величине мощности по пластам Д-0 и Д
Рис. 3.3. Карта эффективных мощностей ардатовского горизонта
Рис. 3.4. Карта эффективных мощностей муллинского горизонта
Рис. 3.5. Карта эффективных мощностей пашийского горизонта
Рис. 3.6. Карта эффективных мощностей тиманского горизонта

№ п/п Название рисунка
Рис. 3.7. Условные обозначения к картам эффективных мощностей
Рис. 3.8. Карта расчлененности ардатовского горизонта
Рис. 3.9. Карта расчлененности муллинского горизонта
Рис. 3.10. Карта расчлененности пашийского горизонта
Рис. 3.11. Карта расчлененности таманского горизонта
Рис. 3.12. Условные обозначения к картам расчлененности
Рис. 3.13. Карта эффективной песчанистости ардатовского горизонта
Рис. 3.14. Карта эффективной песчанистости муллинского горизонта
Рис. 3.15. Карта эффективной песчанистости пашийского горизонта
Рис. 3.16. Карта эффективной песчанистости таманского горизонта
Рис. 3.17. Условные обозначения к картам эффективной песчанистости
Рис. 3.18. Карта проницаемости ардатовского горизонта
Рис. 3.19. Карта проницаемости муллинского горизонта
Рис. 3.20. Карта проницаемости пашийского горизонта
Рис. 3.21. Карта проницаемости таманского горизонта
Рис. 3.22. Условные обозначения к картам проницаемости
Рис. 3.23. Карта удельных поровых объемов ардатовского горизонта
Рис. 3.24. Карта удельных поровых объемов муллинского горизонта
Рис. 3.25. Карта удельных поровых объемов пашийского горизонта
Рис. 3.26. Карта удельных поровых объемов тиманского горизонта
Рис. 3.27. Условные обозначения к картам удельных поровых объемов
Рис. 3.28. Карта изопахит тиманско-саргаевской региональной покрышки
Рис. 4.1. Соотношения между Б и Р(8), Ьразл. и Р(Ьразл)
Рис. 4.2. Соотношения между Ьс1 и Р(Ьб), Ь1с и Р(Г.к)
Рис. 4.3. Соотношения между Р(Красч) И Р(Нкр)
Рис. 4.4. Зависимость Р(г) от Ъ
Рис. 4.5. Поле корреляции между Р(7) и Ркомп (ш=5)
Рис. 4.6. Поле корреляции между Рко„п И Ркомп"
Рис. 4.7. Поле корреляции между Ркомп И Ркомп"2

ложены Нимошурское, Крымское, Смольниковское, Кезское и другие поднятия, Де-бесского вала - Киваринское, Тыловайское, Дебесское и прочие поднятия. Наибольший интерес из всех поднятий Кулигинского вала представляет одноименная структура, имеющая северо-восточное простирание. Локальные поднятия, осложняющие эти валы, высокоперспективны на поиски нефти, особенно в среднем карбоне, реже во франско-фаменских карбонатах (типа Дебесской и Смольниковской залежей), а также в терригенном девоне (типаЧубойской залежи додевонской нефти).
Исходя из общегеологических предпосылок, на западе Бородулинско-Фокинской части Верхнекамской впадины существуют две системы разломов и ослабленных зон фундамента: северо-западная и северо-восточная. Первая из них приурочена к западному ступенчатому борту Калтасинского авлакогена, а вторая - к северо-восточному продолжению Нижнекамской зоны линейных дислокаций. Судя по материалам Республики Башкортостан [125 и др.], такое «решетчатое» расположение разломов весьма благоприятно для поисков локальных поднятий, осложняющих борта погребенных девонских микрограбенов. Кроме того, севернее, в пределах Вятско-Камской части Верхнекамской впадины на северо-восточном продолжении зоны разломов обнаружено Чубойское месторождение додевонской нефти в терригенных девонских отложениях. Это подчеркивает высокие перспективы поисков нефти в тектонически активных зонах фундамента.
Современный структурный план по кровле терригенных отложений таманского горизонта представляет собой обширную область погружения слоев, которая охватывает и краевые участки Северо-Татарского свода (рис. 2.4). Приподнятая область Севе-ро-Татарского свода приходится на его юго-западную часть (минус 1455 м в скв. 430 Сосновская). Наиболее прогнутая часть Верхнекамской впадины наблюдается на севере, где отметки достигают минус 1905 м (скв. 381 Карсовайская).
2.1.3. Типы структур и ловушек нефти
Осадочный чехол исследуемой территории осложнен многочисленными локальными поднятиями, многие из которых содержат в себе залежи нефти или перспективны на их поиски. Вопросы происхождения и классификаций поднятий рассматрива-