Главная
Новости
Строительство
Ремонт
Дизайн и интерьер
Строительная теплофизика
Прочность сплавов
Основания и фундаменты
Осадочные породы
Прочность дорог
Минералогия глин
Краны башенные
Справочник токаря
Цементный бетон




13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017


13.07.2017





Яндекс.Метрика
         » » Структурно-деформационный анализ слоевых ассоциаций нефтегазоносных бассейнов

Структурно-деформационный анализ слоевых ассоциаций нефтегазоносных бассейнов

20.10.2017

Для решения целого ряда немаловажных вопросов нефтяной литмологии необходимо не только выяснить периоды (фазы) активизации структуроформирующих движений, но и количественно оценить степень деформированности как отдельных стратиграфических горизонтов, так и осадочного чехла в целом.
Под деформацией понимается изменение, искажение первоначальных размеров и формы тел под действием каких-либо сил (внешних и/или внутренних).
Деформация породно-слоевых ассоциаций (литмитов) — это изменение, искажение первоначальной формы п/или размеров тел этих ассоциаций. Среди основных видов деформаций, как известно, различают изгиб, сжатие, растяжение, сдвиг, кручение. Наиболее полной, естественно, будет суммирующая деформированности, учитывающая все виды деформаций. Ho в некоторых случаях можно выделить какой-то доминирующий вид и с определенной долей условности оценивать по нему деформированность тел. «Структуры» или складки слоевых ассоциаций нефтегазоносных бассейнов можно определить как изгиб.
Степень деформированности тех или иных отложений, слоевых ассоциаций отражается в ряде морфологических параметров: углы наклона крыльев складки, изменения градиентов углов наклона, отношение длины к ширине, высоты к площади и т. д. В монографии «Методы исследования структуры нефтегазоносных бассейнов» была предпринята попытка выразить степень деформированности через кривизну.
В геометрии кривизна определяется как К = 1/R, где К — кривизна; R — радиус кривизны. Процедура определения кривизны в принципе, элементарно проста и общеизвестна. Задача состоит в том, чтобы значение кривизны получать на геолого-геофизическом материале, т. е. отработав алгоритм выявления кривизны слоистых толщ.
Формы локальных и более крупных поднятий нефтегазоносных бассейнов Западной и Восточной Сибири, а также Ферганской депрессии могут быть сведены к семейству конических сечений, т. е. фигур, ограниченных поверхностями второго порядка. Кривые второго порядка представляют собой результат взаимного пересечения поверхностей того же порядка. Эти кривые, как известно, подразделяются на гиперболы, параболы и эллипсы. Кривизну можно обозначить числом, а следовательно, количественно выразить степень деформированности (данного вида).
Процедура определения степени деформированности складок через кривизну сводится к следующему. Разрез (поперечный или продольный) складки может аппроксимироваться функциями: показательной, степенной, параболической, гиперболической, полиномом n-й степени и т. д. в зависимости от того, какая функция дает максимальное приближение по методу наименьших квадратов.
Плоская кривая может быть задана в одной из следующих аналитических форм:
в декартовых координатах
1) в неявном виде F(x, у) = 0;
2) в явном виде Y = f(x);
3) в параметрическом виде Y = Y(t); X = X(t);
4) в полярных координатах р = f(ф).
При задании геологического разреза в форме 1:


где Xс, Yс — координаты центров кривизны; R — радиус кривизны; К — кривизна кривой.
Для сравнительного анализа по какому-либо параметру удобнее иметь дело не с абсолютными его значениями, а с относительными величинами. В качестве такой относительной величины при структурно-деформационном анализе слоевых ассоциаций использовалось значение удельной кривизны и градиент кривизны.
Удельная кривизна L — это средняя кривизна (Kср) в трехмерном пространстве, деленная на площадь (S) складки. L = Kср/S. Однако, как правило, есть возможность и необходимость получения информации о деформированности отдельных литмостратиграфических подразделений. Эти значения представляют интерес при анализе изменения степени деформированности интересующих исследователя горизонтов (например, экранирующих, коллекторских, содержащих полезные ископаемые и т. д.) по латерали, а также для выявления градиента изменения степени деформированности слоевых ассоциаций с глубиной на различных площадях, месторождениях и районах нефтегазоносных провинций. Градиент изменения удельной кривизны — это изменение на 100 м разреза.
Изучение большого числа природных складок свидетельствует о том, что величина их удельной кривизны связана обратно пропорциональной зависимостью с проективной площадью под кривой: S ~ 1/L; LS = К'; K' = 1, где S — проективная площадь под рассматриваемой парой точек кривой линии; K' — постоянный коэффициент. Следовательно, если удельная кривизна какой-либо складки увеличивается в 2 раза, то проективная площадь под ней уменьшается в 2 раза.
Чтобы определить асимметрию складки (H), предлагается использовать коэффициент неоднородности искривления кривой линии: H = Kmin/Kmax, где Kmin, Kmax — кривизна соответственно минимальная и максимальная.
Все эти деформационные параметры можно использовать для выявления природы пликативных дислокаций, районирования и классификации нефтегазоносных территорий на количественной основе.
Так, выполненный совместно с А.И. Прокопенко структурно-деформационный анализ ряда нефтегазоносных бассейнов выявил интересные закономерности, свидетельствующие, вероятно, о различной природе седиментационных бассейнов.
В одних случаях наблюдается тенденция увеличения значений удельной кривизны к центру, к его приосевой части (Енисей-Хатангский прогиб, Вилюйская синеклиза), в других — наоборот, к прибортовым частям (Ферганский бассейн), в третьих доминирует «мозаичное поле», в четвертых в каком-то одном направлении увеличиваются значения кривизны.
Нам представляется, что изучение деформаций, их количественное выражение по разрезу и площади являются важнейшим направлением структурной литмологии, незаслуженно оставленным нефтяниками без внимания.
Кроме районирования и классификации нефтегазоносных бассейнов на этом (и может быть только на этом) пути могут быть решены многие важнейшие вопросы нефтяной геологии. Интуитивно ясно, что для каждого типа седиментационных бассейнов выявятся свои вполне определенные связи нефтегазоносности (продуктивности) со степенью деформарованности. Вероятно, для определенного типа резервуаров деформационный фактор будет решающим. К числу таких резервуаров принадлежит баженовский резервуар, емкостное пространство которого сформировалось в результате разгрузки тангенциальных напряжений в толще аргиллитов. Деформация и напряженность поля слоевых ассоциаций имеют прямое отношение к различного рода диапиризму (солевому, грязевому и др.), «нептуническим» дайкам (рис. 60), грязевому вулканизму, аномально высоким и аномально низким давлениям в залежах углеводородов, образованию коллекторов тонкослоисто-листоватых аргиллитов типа баженовских и многим другим явлениям нефтегазоносных бассейнов.

От сравнительно простой процедуры определения удельной кривизны и ее градиента необходимо перейти к более строгому и точному количественному выражению деформаций. В нефтяной литмологии эта задача должна сводиться в первую очередь к построению карт деформаций по каждому региональному или даже зональному стратому (циклиту).
Пока такие работы ни нами, ни кем-либо другим, насколько известно, не проводились. Для этого необходимо использовать не только данные бурения и геофизики, но и скважинной тензометрии, проводить систематические измерения в скважинах различного назначения (параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных). За рубежом такие исследования проводятся давно и по данным тензометрии строятся карты изменения напряжений.