Геологическая история - развитие
Cтраница 2
Изучение состава и свойств нефтей, например в Эмбенском районе, показывает изменение их в зависимости от геологических условий залегания пород и от различия геологической истории развития разных частей района и даже разных частей отдельных солянокуполь-ных поднятий. Зональность в распределении свойств нефтей связана здесь с изменением литологии и мощностей отдельных продуктивных свит. Наблюдается также закономерное изменение углеводородного состава нефтей с глубиной: сверху вниз отмечается переход от нафтеново-метановых нефтей к метаново-нафтеновым. [16]
Нахождение УВ в земной коре определяется условиями их миграции, аккумуляции и сохранности, связанными как с общими региональными факторами, для изучения которых необходим анализ геологической истории развития относительно крупных участков земной коры, так и с конкретными геолого-промысловыми параметрами, характеризующими свойства и условия залежей, содержащих УВ. [17]
Как указывалось выше, основные принципы детальной разведки залежей нефти должны базироваться на ряде факторов: а) знании основных особенностей геологического ( литолого-стратиграфического) разреза, структуры региона, закономерностей геологической истории развития его, общей характеристики основных продуктивных свит и горизонтов ( пластов), изменения их физических свойств; б) общем представлении о закономерностях распределения нефтегазопроявлений по разрезу и региону; в) оценке перспектив нефтегазоносности региона и отдельных площадей. [18]
Для оценки потенциальных ресурсов и прогнозных запасов нефти и газа широко используются модификации объемно-генетического метода, что делает необходимым установление количественных характеристик преобразования рассеянного органического вещества ( РОВ) пород в ходе геологической истории развития нефтегазоносных бассейнов. Одной из важнейших геохимических характеристик является степень катагенетичес-кой преобразованности РОВ, которая чаще всего определяется по величине ОС витринита. Однако имеющееся число определений ОС витринита не позволяет достоверно охарактеризовать изменение степени катагене-тической преобразованности РОВ по большинству нефтегазоносных горизонтов Западной Сибири. Это обстоятельство заставляет искать пути косвенного определения ОС витринита. [19]
Однако в целом элементы геоморфологии в значительно большей степени связаны с чисто геологическими факторами - приуроченностью к тектоническим структурам, литолого-петрографичес-ким типам и комплексам пород, структурными и текстурными особенностями пород, геологической историей развития. Наиболее общие закономерности строения рельефа обусловлены не зональными, а геологическими факторами. Зональность оказывает влияние и на элементы внутреннего строения природных комплексов, хотя и значительно более слабое, опосредованное. Зональность оказывает влияние также на особенности формирования грунтовых вод, глубины их залегания и в определенной степени химизма ( И. В. Гармонов, Т. А. Максимович), в то же время, например, химический состав подземных вод лишь в самых общих чертах испытывает влияние зональности, в большей мере являясь функцией комплекса процессов и более всего отражая геологическую историю формирования водоносных комплексов. Некоторые особенности грунтовых вод обусловлены чисто геологическими факторами - литолого-петрохимическим составом и физико-механическими свойствами водовмещающих пород и др. Поэтому наряду с зональными выделяются азональные типы подземных вод. Наконец, межпластовые подземные воды вообще не имеют связи с зональными факторами. Климатическая зональность оказывает существенное влияние на формирование осадочных пород и их свойства, а также на изменение их под действием экзогенных процессов в основном в приповерхностной зоне аэрации. [20]
Нефтегазоносная область ( НГО) - входящая в состав провинции территория, приуроченная к одному целостному крупному геоструктурному элементу ( своду, ступени, впадине и др.), характеризующемуся общностью геологического строения и геологической истории развития, включая региональные палеогеографические и палеотектонические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение отдельных геологических периодов и эпох. Иногда выделяется как самостоятельная единица неф-тегазогеологического районирования. [21]
В силу этого по ним может осуществляться дренирование глубоких флюидов, и в этом случае эта зона будет являться своеобразной гидродинамической границей, подобно границе в потоке грунтовых вод под дреной или на водоразделе. Однако в процессе геологической истории развития формирование границ в зонах растяжения может быть связано и с другими процессами. [22]
В Западно-Сибирской провинции по особенностям осадочного чехла и нефтегазонос-ности по материалам Главтюменьгеологии и ЗапСибНИГНИ выделяются 11 нефтегазоносных областей: Приуральская, Ямальская, Гыданская, Усть-Енисейская, Надым-Пур - ская, Пур-Тазовская, Среднеобская, Фролов-ская, Каймысовская, Васюганская, Пайду-гинская. Эти области подразделяются на нефтегазоносные районы по характеру строения, геологической истории развития осадочного чехла и специфике литолого-геохими-ческого состава флагающих его пород, предопределивших формирование зон преимущественно газо - или нефтенакопления. [23]
Подводя итог рассмотрению влияния вторичных процессов на пустотное пространство и коллекторские свойства карбонатных пород, можно отметить следующее. Решающее влияние на морфологию и структуру пустот, емкостные и фильтрационные свойства карбонатов оказывают геологическая история развития регионов и литологический облик пород, меньшее - их погружение на большие глубины. [24]
Бакирову, нефтегазоносная провинция характеризуется сходством главных черт региональной геологии, и в том числе общностью стратиграфического положения основных регионально нефтегазоносных отложений в разрезе. Нефтегазоносная область - это территория, приуроченная к одному из крупных тектонических элементов, характеризующихся общностью геологического строения и геологической истории развития. [25]
Ярким примером в этом отношении является представление о компрессионном движении глубоких флюидов на элизионных этапах развития НГБ, которое развивается на протяжении нескольких десятков лет. В основу этих представлений положен реальный физический процесс - уплотнение горных пород вообще и глинистых в частности на протяжении всей геологической истории развития НГБ, в процессе которого в свободное состояние переходят все виды вод ( поровая, связанная, кристаллизационная), поступающие затем в хорошопроницаемые породы и создающие в них повышенные пластовые давления. Раз это так, то движение глубоких флюидов направлено из наиболее погруженных частей НГБ к их периферии. При этом не принимаются во внимание ни скорости приращения внешней горной нагрузки и их соотношение со скоростями релаксации пластовых давлений, ни. Такой до примитивности упрощенный подход создает иллюзорные представления о направлениях движения глубоких флюидов, основанные тем не менее на реальном физическом процессе. Отметим очевидный абсурд компрессионной теории движения глубоких флюидов, используя которую исследователи строят пьезометрические карты по данным о мощностях глинистых пород и глубинах их залегания. К сожалению, на основе этой теории делаются прогнозы перспектив нефтегазоноскости бассейнов или их частей. [26]
Второе направление объединяет работы, в которых механизм формирования палеогидродинамического режима количественно описывается методами аналогового моделирования. При этом группа используемых факторов наряду с зависимостями, положенными в основу вышерассмотренного приема, значительно расширяется за счет учета областей создания напоров и возможного инфильтрационного питания, очагов разгрузки подземных вод, глубин и условий залегания, распространения водоносных и водоупорных комплексов, участков возможной гидравлической связи водоносных горизонтов с морем, изменения внешних и внутренних границ исследуемых водоносных комплексов, которые имели место на протяжении геологической истории развития системы в целом. [27]
Число генераций тектонических трещин в пластах не является постоянным. В каждом конкретном случае оно определяется геологической историей развития районов. [29]
Вторичные поры и каверны, выполненные галитом, имеют размеры от 0 05 до 7 мм. В некоторых случаях они соединены короткими трещинами размером 20 - 200 мкм, которые также выполнены галитом. Наряду с короткими трещинами установлены трещины значительной протяженности, заполненные солью и секущие всю толщу пород. Направление трещин, как правило, перпендикулярное и наклонное по отношению к напластованию пород. Их наличие свидетельствует о том, что в какой-то момент геологической истории развития Иркутского амфитеатра уже после образования пор и каверн за счет перекристаллизации и доломитизации карбонатных пород осинского горизонта осуществлялась миграция рассолов. Эти рассолы заполнили поры и каверны и соединяющие их трещины, из них впоследствии при снижении температур и пластовых давлений кристаллизовался галит. [30]
Страницы: 1 2 3