Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления
Збережено в:
| Дата: | 2008 |
|---|---|
| Автори: | , , |
| Формат: | Стаття |
| Мова: | Russian |
| Опубліковано: |
Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України
2008
|
| Теми: | |
| Онлайн доступ: | http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12597 |
| Теги: |
Додати тег
Немає тегів, Будьте першим, хто поставить тег для цього запису!
|
| Назва журналу: | Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| Цитувати: | Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления / Д.К. Нургалиев, И.Ю. Чернова, Р.Р. Бильданов // Теоретичні та прикладні аспекти геоінформатики: Зб. наук. пр. — 2008. — С. 39-48. — Бібліогр.: 16 назв. — рос. |
Репозитарії
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine| id |
irk-123456789-12597 |
|---|---|
| record_format |
dspace |
| spelling |
irk-123456789-125972010-10-15T12:02:26Z Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления Нургалиев, Д.К. Чернова, И.Ю. Бильданов Р.Р. Нові результати нафтогазопошукових досліджень 2008 Article Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления / Д.К. Нургалиев, И.Ю. Чернова, Р.Р. Бильданов // Теоретичні та прикладні аспекти геоінформатики: Зб. наук. пр. — 2008. — С. 39-48. — Бібліогр.: 16 назв. — рос. XXXX-0017 http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12597 551.248.2.08 ru Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України |
| institution |
Digital Library of Periodicals of National Academy of Sciences of Ukraine |
| collection |
DSpace DC |
| language |
Russian |
| topic |
Нові результати нафтогазопошукових досліджень Нові результати нафтогазопошукових досліджень |
| spellingShingle |
Нові результати нафтогазопошукових досліджень Нові результати нафтогазопошукових досліджень Нургалиев, Д.К. Чернова, И.Ю. Бильданов Р.Р. Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления |
| format |
Article |
| author |
Нургалиев, Д.К. Чернова, И.Ю. Бильданов Р.Р. |
| author_facet |
Нургалиев, Д.К. Чернова, И.Ю. Бильданов Р.Р. |
| author_sort |
Нургалиев, Д.К. |
| title |
Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления |
| title_short |
Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления |
| title_full |
Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления |
| title_fullStr |
Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления |
| title_full_unstemmed |
Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления |
| title_sort |
применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления |
| publisher |
Центр менеджменту та маркетингу в галузі наук про Землю ІГН НАН України |
| publishDate |
2008 |
| topic_facet |
Нові результати нафтогазопошукових досліджень |
| url |
http://dspace.nbuv.gov.ua/handle/123456789/12597 |
| citation_txt |
Применение геоинформационных технологий для прогнозирования зон нефтегазонакопления / Д.К. Нургалиев, И.Ю. Чернова, Р.Р. Бильданов // Теоретичні та прикладні аспекти геоінформатики: Зб. наук. пр. — 2008. — С. 39-48. — Бібліогр.: 16 назв. — рос. |
| work_keys_str_mv |
AT nurgalievdk primeneniegeoinformacionnyhtehnologijdlâprognozirovaniâzonneftegazonakopleniâ AT černovaiû primeneniegeoinformacionnyhtehnologijdlâprognozirovaniâzonneftegazonakopleniâ AT bilʹdanovrr primeneniegeoinformacionnyhtehnologijdlâprognozirovaniâzonneftegazonakopleniâ |
| first_indexed |
2025-07-02T14:39:28Z |
| last_indexed |
2025-07-02T14:39:28Z |
| _version_ |
1836546438526402560 |
| fulltext |
39
© Ä.Ê. Íóðãàëèåâ, È.Þ. ×åðíîâà, Ð.Ð. Áèëüäàíîâ, 2008
ÓÄÊ 551.248.2.08
Êàçàíñêèé ãîñóäàðñòâåííûé óíèâåðñèòåò, ã. Êàçàíü, Ðîññèÿ
ÏÐÈÌÅÍÅÍÈÅ ÃÅÎÈÍÔÎÐÌÀÖÈÎÍÍÛÕ
ÒÅÕÍÎËÎÃÈÉ ÄËß ÏÐÎÃÍÎÇÈÐÎÂÀÍÈß
ÇÎÍ ÍÅÔÒÅÃÀÇÎÍÀÊÎÏËÅÍÈß
Идея о современном восполнении залежей углеводородов (УВ) после-
дние десятилетия буквально «носится в воздухе». С точки зрения неоргани-
ческого происхождения нефти это представляется совершенно очевидным.
В последние годы появились взгляды о возможной быстрой современной
генерации нефти из рассеянного органического вещества [1]. Кроме того,
есть сведения о молодом возрасте существующих в настоящее время зале-
жей нефти [5, 9, 10] и их связи с новейшими движениями земной коры.
Использование геоинформационных технологий для изучения исто-
рии развития неотектонических процессов в пределах платформенных об-
ластей позволяет расширить существующие представления о роли тектони-
ческих факторов в процессах формирования и переформирования залежей
нефти и о связи движений земной коры с другими геолого-геофизическими
факторами.
Как правило, в работах по выявлению структурного плана того или
иного района в связи с перспективами его нефтегазоносности отсутствуют
данные о новейших движениях земной коры. В исследованиях, посвящен-
ных миграции нефти и газа, также не рассматриваются новейшие движе-
ния как одна из причин, вызывающих горизонтальное и вертикальное пере-
мещение подземных вод и флюидов нефти и газа. В работах по методике
поисков и разведке месторождений нефти и газа обычно нет указаний на
необходимость учета неотектоники. Тем не менее исследователи [2, 4, 8] не
раз указывали на необходимость обращать серьезное внимание на роль но-
вейших движений и структур в миграции и промышленном скоплении под-
земных вод, нефти и газа. В результате неотектонических движений меня-
ются структурные и динамические условия, в которых находятся залежи
нефти и газа; нефть и газ могут мигрировать и накапливаться в новых, бо-
лее благоприятных условиях. Современные исследования по данному воп-
росу также единичны [6, 7]. Результаты анализа имеющихся литературных
источников сводятся к следующему: 1) выявлена тесная генетическая связь
разломов, сопровождающих тектонические движения, с месторождениями
углеводородов; 2) места образования залежей коррелируют с местами акти-
40
визации тектонических процессов и смещаются в пространстве согласно
смещению тектонических процессов [6, 12]; 3) неоднократно возобновляю-
щиеся тектонические движения способствуют вертикальной миграции глу-
бинных флюидов и их проникновению в горизонты осадочного чехла [11,
13, 14]. Таким образом, можно предполагать влияние новейшей и совре-
менной тектоники на размещение залежей УВ в осадочном чехле нефтега-
зоносных регионов.
С целью анализа данного предположения проведен комплексный ана-
лиз карт современной нефтеносности осадочного чехла, карт новейшей тек-
тоники и интегральной трещиноватости осадочного чехла на территорию
Поволжского региона.
Главное внимание в работе уделено разработке методики получения
высокоинформативных прогнозных карт, а также комплексному анализу
морфометрических параметров.
Основными методами изучения новейших движений земной коры яв-
ляются геоморфологические методы. Они базируются на том, что движе-
ния земной коры, взаимодействуя с экзогенными процессами и преодоле-
вая их выравнивающую деятельность, находят, в конечном счете, отража-
ются в современном рельефе и характере речной сети.
Для платформенных областей универсален морфометрический метод
[15], опирающийся на положение о том, что абсолютное большинство но-
вейших тектонических движений носит унаследованный характер, т. е. по-
ложительные структуры в новейшее время склонны к восходящим тектони-
ческим поднятиям, отрицательные структуры – к нисходящим. Направле-
ние тектонических движений, их амплитуда и скорости отражаются в осо-
бенностях современного рельефа. Для характеристики этих особенностей
на основе анализа и реконструкций топографических карт регионального
масштаба (1:100 000 – 1:500 000) строятся серии морфометрических карт:
карты порядков долин, карты базисных поверхностей, карты разностей ба-
зисных поверхностей, карты глубины эрозионного вреза (карты сноса) и
др. Комплексный анализ этих карт не только позволяет выявить неотекто-
нические структуры, но и дает возможность их оконтуривания.
В основе расчета карт базисных поверхностей и их разностей для тер-
ритории исследования лежит цифровая модель рельефа и геометрическая
модель речной сети масштаба 1:200 000 (рис.1), полученные в результате
обработки 105 планшетов бумажных топографических карт.
Базисной поверхностью называют поверхность, объединяющую мест-
ные базисы эрозии. Для построения карты базисной поверхности опреде-
ленного порядка вычисляют местные базисы эрозии для водотоков (посто-
янных и временных) того же порядка и выше [15]. Однопорядковые долины
41
(реки) при одинаковых физико-географических и геологических условиях
обычно имеют близкие значения длины, площади бассейнов, расходов и
скоростей потока, вследствие чего они примерно с одинаковой эрозионной
силой воздействуют на рельеф и одинаково реагируют на тектонические
структуры соответствующего порядка. Долины (реки) разных порядков реа-
гируют на структуры примерно одного и того же размера и тектонической
активности неодинаково. Базисная поверхность 1-го порядка объединяет
местные базисы эрозии долин всех порядков, базисная поверхность 2-го
порядка – местные базисы эрозии долин 2-го, 3-го и всех более высоких
порядков, базисная поверхность 3-го порядка объединяет местные базисы
эрозии долин 3-го и всех более высоких порядков и т. д. Карта порядков
речных долин показана на рис. 1.
Благодаря возможностям современных геоинформационных систем
методика построения и анализа морфометрических карт существенно уп-
рощается и позволяет перейти от представления поверхностей в виде изо-
линий к более наглядному виду – как непрерывные грид-темы или 3D изоб-
Ðèñ. 1. Öèôðîâàÿ ìîäåëü ðåëüåôà è ãåîìåòðè÷åñêàÿ ñåòü ðå÷íûõ äîëèí
42
ражения. В данной работе морфометрический анализ неотектонических
движений проводился с использованием программного обеспечения (ПО)
ArcGIS 9 (ERSI). ПО ArcGIS имеет более 20 функций, предназначенных для
гидрогеологического моделирования и построения корректных топографи-
ческих поверхностей, учитывающих все морфометрические особенности
изучаемой территории. Поскольку эти функции работают с растровым ти-
пом данных, методика получения карт и их интерпретация существенно
отличается от традиционной [16].
Карты базисных поверхностей относятся к статическим картам. По
этим картам выявляются статические связи, существующие между морфо-
метрическими поверхностями и тектоническими структурами без учета их
развития. Базисные поверхности низших порядков лишь незначительно от-
личаются от топографической поверхности. Поверхности более высоких
порядков уже заметно отличаются от последней (рис. 2, 3), выявляя наибо-
лее крупные неотектонические структуры.
Для количественной оценки амплитуд вертикальных движений, а так-
же выявления локальных активных структур более полезны карты разно-
стей базисных поверхностей. Разность базисных поверхностей определяет-
ся как алгебраическая разность базисных поверхностей различных поряд-
ков. Для анализа неотектонической активности обычно используются раз-
ности базисных поверхностей смежных порядков. Разности между базис-
ными поверхностями показывают алгебраическую сумму вертикальных
Ðèñ. 2. Ñîïîñòàâëåíèå áàçèñíîé ïîâåðõ-
íîñòè 7-ãî ïîðÿäêà ñ èçâåñòíûìè òåêòî-
íè÷åñêèìè ýëåìåíòàìè
Ðèñ. 3. Ñîïîñòàâëåíèå áàçèñíîé ïîâåð-
õíîñòè 6-ãî ïîðÿäêà ñ èçâåñòíûìè òåê-
òîíè÷åñêèìè ýëåìåíòàìè
43
движений за определенные промежутки времени: 1-го и 2-го, 2-го и 3-го
порядков – интервалы времени между самыми поздними этапами неотек-
тонической активности; 3-го и 4-го, а также 4-го и 5-го и более высоких
порядков – интервалы времени между более ранними этапами неотектони-
ческой активности. Поднимающиеся участки (светлые оттенки серого цве-
та) на разностных морфометрических картах (рис. 4, 5) локализуются на
фоне относительно спокойных или погружающихся площадей (темные от-
тенки серого цвета).
Структуры, проявляющиеся на морфометрических поверхностях, имеют
четкие контуры, их легко соотнести с основным тектоническим структурам
Волго-Уральской антеклизы (см. рис. 2–5): Южно-Татарским, Северо-Та-
тарским, Токмовским сводами, а также крупными прогибами – Мелекес-
ской впадиной и Казанско-Кажимским прогибом [3]. Таким образом, круп-
ные неотектонические структуры по форме совпадают с тектоническими
элементами I порядка, определяющими строение кристаллического фун-
дамента и осадочного чехла. Этот факт свидетельствует о неотектоничес-
кой природе образования тектонических структур I порядка.
Еще одна разновидность морфометрических поверхностей – вершин-
ная поверхность. Вершинная поверхность высшего порядка показывает, как
бы выглядел рельеф, если бы имели место одни восходящие вертикальные
движения земной коры при отсутствии эрозии и денудации. Она представ-
ляет собой верхний предел высот рельефа, совпадая с наиболее древней
поверхностью выравнивания или с ее останцами. Вычитание современной
Ðèñ. 5. Íàëîæåíèå òåêòîíè÷åñêèõ ýëå-
ìåíòîâ I ïîðÿäêà íà ðàçíîñòü áàçèñíûõ
ïîâåðõíîñòåé 7-ãî è 8-ãî ïîðÿäêîâ
Ðèñ. 4. Íàëîæåíèå òåêòîíè÷åñêèõ ýëåìåí-
òîâ I ïîðÿäêà íà ðàçíîñòü áàçèñíûõ ïî-
âåðõíîñòåé 6-ãî è 7-ãî ïîðÿäêîâ
44
поверхности рельефа из вершинных поверхностей высокого порядка дает
представление о степени и распространенности эрозионных процессов на
исследуемой территории. Интенсивность процессов эрозии прямо пропор-
циональна разности геопотенциалов [15]. Чем больше эта разность, тем
интенсивнее идут процессы эрозии и денудации, тем энергичнее расчле-
нятся поверхность рельефа. Максимальная разность геопотенциалов наблю-
дается на границах между поднимающимися и опускающимися блоками
земной коры. Таким образом, максимальные значения локального размыва
(рис. 6) (наиболее светлые участки поверхностей) пространственно соот-
ветствуют активным тектоническим разломам, вдоль которых поднимают-
ся и опускаются смежные блоки земной коры. На исследуемой территории
положение максимумов эрозии совпадает с глобальными разломными зо-
нами, пересекающими территорию региона с запада на восток и севера-
запада на юго- восток (рис. 6 ). Активная эрозия также наблюдается по
склонам Южно-Татарского свода, что также является косвенным призна-
ком тектонической активности данного района.
Опыт нескольких десятков лет исследований показывает, что место-
рождения нефти и газа приурочены к локальным антиклинальным склад-
Ðèñ. 6. Ëîêàëüíûé ðàçìûâ
45
кам, расположенным или в пределах новейших тектонических региональ-
ных впадин, или на их периферии [2, 4, 8].
При выполнении морфометрического анализа на территорию Повол-
жского региона [10] была выявлена интересная зависимость. Разность ба-
зисных поверхностей 6-го и 7-го порядков (а также базисная поверхность
6-го порядка) и местоположения разведанных месторождений нефти име-
ют высокую пространственную корреляцию: площади разведанных место-
рождений в большинстве случаев расположены в областях понижения или
на склонах впадин. Следуя этому принципу, для территории исследования
можно очертить вероятные области обнаружения нефтяных залежей
(рис. 7, 8).
Главный фактор разрушения залежей – высокая макроскопическая про-
ницаемость осадочного чехла, обусловленная наличием множества трещин
и проницаемых зон, большинство из которых «живет» в настоящее время.
Этот аспект проблемы ранее вообще не рассматривался исследователями.
Он возник из предположения о молодости залежей нефти и того факта, что
залежи нефти в осадочном чехле диссипируют довольно быстро [10,11,14].
Макроскопическая проницаемость, или макротрещиноватость, осадоч-
ного чехла может быть охарактеризована через плотность линеаментов.
Основой для расчета карт линеаментов и карты плотности линеаментов
была цифровая модель рельефа (ЦМР) исследуемой территории. Выбор ЦМР
для расчета линеаментов обусловлен тем, что ЦМР, в отличие от космо-
снимка, не требует предварительной трудоемкой процедуры удаления с изоб-
Ðèñ. 8. Íàëîæåíèå êàðòû ðàçíîñòè áà-
çèñíûõ ïîâåðõíîñòåé 6-ãî è 7-ãî ïîðÿä-
êîâ è êàðòû ìåñòîðîæäåíèé íåôòè
Ðèñ. 7. Íàëîæåíèå êàðòû ðàçíîñòè áàçèñ-
íûõ ïîâåðõíîñòåé 5-ãî è 6-ãî ïîðÿäêîâ è
êàðòû ìåñòîðîæäåíèé íåôòè
46
ражения техногенных объектов и растительности. Расчет линеаментов и их
последующая обработка проводились в программных пакетах LESSA (ав-
тор А.А. Златопольский) и ArcGIS 9 (ESRI).
Важность этого фактора при прогнозе зон нефтегазонакопления де-
монстрируется на рис. 9, из которого видно, что в областях высокой макро-
скопической проницаемости осадочного чехла залежи отсутствуют (веро-
ятно, что они уже разрушены). Интересно, что область Ромашкинского ме-
сторождения отмечается максимальной макроскопической проницаемос-
тью по сравнению с окружающими территориями. Это еще раз свидетель-
ствует о том, что данное молодое скопление нефти интенсивно разрушает-
ся в настоящее время. На разрушение указывают и многочисленные прояв-
ления вертикальной миграции УВ в верхней части разреза (многочислен-
ные признаки вторичного изменения пород).
Кроме того, над Ромашкинским месторождением отсутствуют значи-
тельные залежи битумов, как, например, на западном борту (Южно-Татар-
ского свода), где залежи несколько древнее, чем Ромашкинское месторож-
дение. В центральной части свода только в настоящее время формируются
битумные залежи в пермских отложениях.
При сопоставлении карт морфометрических поверхностей с картами
современной нефтеносности и плотностью линеаментов обнаружились кор-
реляции, заслуживающие внимания. Большинство областей интенсивного
поднятия отмечается повышенной плотностью линеаментов, а залежи не-
Ðèñ. 9. Îñðåäíåííûé ïîêàçàòåëü ìàêðîòðåùèíîâàòîñòè îñàäî÷íîãî ÷åõëà è ðàñïî-
ëîæåíèå ìåñòîðîæäåíèé íåôòè (þãî-âîñòîê Ðåñïóáëèêè Òàòàðñòàí)
47
фти располагаются, как правило, в областях с пониженной плотностью ли-
неаментов. Таким образом, размещение современных залежей нефти опре-
деляется, по крайней мере, двумя факторами – новейшими вертикальными
движениями и макроскопической проницаемостью осадочного чехла .
1. Nourgaliev D.K., Muslimov R.Kh., Sidorova N.N., Plotnikova I.N. Variation of i-butane/n-
butane ratio in oils of the Romashkino oil field for the period of 1982–2000: Probable
influence of the global seismicity on the fluid migration // Geochem. Exploration. – 2006. –
89. – Р. 293–296.
2. Вахрушев Г.В. Роль неотектоники в жизни наземных и подземных вод Башкирии // Ма-
териалы по геоморфологии и новейшей тектонике Урала и Поволжья. Сб. 1. – Уфа, 1962.
3. Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С. Тектоника Татарстана. – Казань: Изд-во Казан. ун-та,
1998. – 140 с.
4. Голодовкин В.Д. Тектоническое строение Ставропольской депрессии по данным мор-
фометрического анализа // Геология, геохимия, геофизика. – Куйбышев, 1964. – (Тр.
Куйбышев. НИИ Нефт. пром-ти. – Вып. 27).
5. Готтих Р.П., Писоцкий Б.И., Нургалиев Д.К., Журавлев Д.З. Некоторые генетические
аспекты формирования Ромашкинского нефтяного месторождения и его сателлитов //
Отечеств. Геология. – 2005. – № 3. – С. 3–11.
6. Климов С.В. Роль геодинамических и флюидодинамических процессов в формирова-
нии и пространственно-временном размещении многопластовых месторождений Север-
ного Приобья Западной Сибири / Рябухин А.Г., Макарова Н.В., Макаров В.И. Космичес-
кие методы в геологии. – М.: Изд-во МГУ, 1988. – 146 с.
7. Кутырев Е.Ф. Концепция эволюционного формирования и переформирования залежей
углеводородов и содержащих их ловушек // Тез. докл. Второй междунар. конф. «Геоди-
намика нефтегазоносных бассейнов». – М., 2004. – Т. 1. – С. 72–77.
8. Музыченко Н.М. Современная тектоника каменноугольных отложений Волгоградско-
Саратовского Поволжья в связи с оценкой перспектив их нефтеносности // Материалы
по тектонике Нижнего Поволжья. – Л.: Гостоптехиздат, 1962.
9. Муслимов Р.Х., Глумов И.Ф., Плотникова И.Н., Трофимов В.А., Нургалиев Д.К. Не-
фтяные и газовые месторождения – саморазвивающиеся и постоянно возобновляе-
мые объекты // Геология нефти и газа. Спецвып. Материалы межрегион. совещ. «Роль
новых геологических идей в развитии старых нефтедобывающих регионов в первой
четверти XXI столетия». – 2004. – С. 43–49.
10. Нургалиев Д.К., Нургалиева Н.Г. Возраст и динамика формирования залежей нефти // Но-
вые идеи в геологии и геохимии нефти и газа. – М.: Изд-во МГУ, 1999. – С. 179–181.
11. Нургалиев Д.К., Утемов Э.В., Хасанов Д.И., Чернова И.Ю. Особенности строения зем-
ной коры под крупными скоплениями нефти Татарстана и Удмуртии // Там же. – М.: Изд-
во МГУ, 2004. – С. 365–366.
12. Нургалиев Д.К., Чернова И.Ю., Бильданов Р.Р., Хасанов Д.И., Утемов Э.В. Неотектони-
ческие факторы размещения залежей нефти в Волго-Вятском регионе // Там же. – М.:
Изд-во МГУ, 2004. – С. 367–368.
13. Нургалиев Д.К., Чернова И.Ю., Утемов Э.В Научные основы современной технологии
прогнозирования нефтегазоносности территорий // Газ, нефть. Бизнес Татарстана. – 2006. –
№1. – С. 22–30.
48
14. Соколов Б.А., Абля Э.А. Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. – М.:
Геос., 1999. – 76 с.
15. Философов В.П. Основы морфометрического метода поисков тектонических структур. –
Саратов: Изд-во Саратов. ун-та, 1975. – С. 232.
16. Чернова И.Ю., Хасанов Д.И., Жарков И.Я., Бильданов Р.Р., Каширина Т.С. Обнаружение
и исследование зон новейших движений земной коры инструментами ГИС // ArcReview.
Современные геоинформационные системы. – М.: ООО ДАТА+, 2005. – № 1 (32). –
С. 6–7.
|