Способы построения структурных карт

Структурные карты являются обязательным геологическим документом, составляемым в процессе поисково-разведочных работ на нефть и газ. Они изображают в плане подземный рельеф выбранной поверхности – кровли или подошвы какого-либо горизонта. Построение структурных карт также необходимо для изучения рельефа различных поверхностей сложного строения, например, поверхности размывов и несогласного перекрытия, поверхности водо-нефтяного контакта и т.д.

Структурные карты составляются по данным бурения, полевых геофизических материалов (данным сейсморазведки, электроразведки и др.), а также по данным структурно-геологической съемки. При построении структурных карт за базисную поверхность обычно принимают уровень моря, от которого отсчитывают отметки изогипс подземного рельефа. Сечение между изогипсами выбирают так, чтобы они располагались слишком густо, но в то же время расстояние между ними не должно быть слишком большим. При пологом залегании пластов сечение берут равным 2-5-10м, при крутом – 25-50м и более. Чем детальнее изучена площадь, тем меньше можно взять сечение. Для изображения деталей строения могут показываться дополнительные изогипсы (как правило, пунктирной линией).

В настоящее время в практике нефтяной геологии используют три способа построения структурных карт: 1) треугольников, 2) профилей, 3) с помощью метода схождения (как правило, эти методы применяются вместе).

Способ треугольников, основанный на установлении углов наклона плоскостей по трем точкам, наиболее распространен. Этот прием применяют в основном при построении структурных карт для платформенных поднятий и для структур складчатых областей, характеризующихся сравнительно небольшими наклонами слоев и отсутствием разрывных нарушений.

При составлении структурных карт способом треугольников соблюдают следующую последовательность операций. Вначале на план (карту) наносят скважины или точки наблюдений, где вскрыт опорный маркирующий горизонт. Во всех скважинах и точках определяются абсолютные отметки залегания выбранного опорного горизонта. Затем точки скважин соединяют между собой прямыми линиями, которые образуют систему примерно равносторонних треугольников. После этого, согласно выбранному сечению, интерполируют абсолютные отметки горизонта по сторонам треугольника. Интерполяция между скважинами – деление соединяющей их линии на отрезки, кратные выбранному сечению. Полученные отметки с одинаковыми значениями плавно соединяются друг с другом в соответствии с выбранным шагом.

Отрезки, полученные в результате интерполяции, можно откладывать дальше на линиях, соединяющих скважины – экстраполяция. При отсутствии фактического материала (территория слабо изучена в геологическом отношении) отметки, найденные путем экстраполяции, будут условными. Продлевать отрезки можно от двух последних скважин только на половину расстояния между ними. Изогипсы в зоне экстраполяции проводятся условно, штриховой линией.

Способ профилей используют для построения структурных карт площадей, осложненных тектоническими нарушениями, диапиризмом, надвигами и др. Этот способ позволяет трассировать положение линий нарушения. Применение данного способа в ряде случаев оказывается ограниченным, и его используют в совокупности со способом треугольников.

Способ профилей заключается в отрисовке положения на профиле выбранного горизонта, перенесением на карту проекций изогипс. Сначала строят серию профилей, проходящих через скважины (рис. 3). Затем полученные профили рассекают горизонтальными линиями в соответствии с выбранным сечением изогипс. Соотношение вертикального и горизонтального масштабов принимается одинаковым. Точки пересечения опорного пласта с горизонтальными плоскостями по каждому построенному профилю сносят на нулевую линию, соответствующую уровню моря, или на любую произвольно проведенную горизонтальную линию, на которой

 

Рис. 3. Построение структурной карты методом профилей (по Е. Ф. Фролову):

I – I, II – II, III – III, IV – IV, V – V;1 – 16 – скважины

отмечают точки проекций и затем переносят их на план расположения профилей пробуренных скважин. После этого плавными линиями соединяют отметки с одинаковыми значениями залегания опорного пласта на различных профилях. Полученные изогипсы изображают структурную карту.

Метод схождения разработан для построения структурных карт территорий с очень ограниченной информацией о структуре глубокозалегающих отложений, в то же время вышележащий горизонт вскрыт большой сетью пробуренных скважин. Этот метод особенно важен для районов, характеризующихся наличием стратиграфических несогласий и несоответствием структурных планов по различным опорным горизонтам.

При построении структурных карт методом схождения принимают, что происходит закономерное изменение мощности толщ пород между верхним и нижним опорным горизонтами. При резких изменениях по площади мощностей отложений, залегающих между опорными стратиграфическими горизонтами, применение метода схождения ограничивается, а иногда вообще невозможно. Вследствие этого построение структурных карт методом схождения нецелесообразно для изучения таких сложных форм древнего рельефа, как поверхность эрозионных выступов, рифовых массивов, баров, форм рельефа в зонах выклинивания отложений, а также районов, где выявлены случаи некомпенсированного осадконакопления и различного уплотнения пород. Нецелесообразно применять метод схождения также для территорий, характеризующихся развитием сложной дизъюнктивной тектоники, так как наличие на исследуемых площадях сбросов, взбросов, надвигов, наклонных, лежачих и опрокинутых складок делает незакономерным распределение вертикальных мощностей между опорными горизонтами.

Первоначально строится структурная карта по верхнему опорному горизонту. Затем составляется вспомогательная карта изохор - изолиниями изображается расстояние между верхним и нижним опорными горизонтами (по вертикали), сечение которых должно быть принято равным сечению стратоизогипс на структурной карте верхнего опорного горизонта (рис. 4). Совмещая структурную карту по верхнему опорному пласту с картой изохор и вычитая из значений изогипс значения изохор в точках пересечения стратоизогипс и изохор, можно определить абсолютную отметку нижнего опорного горизонта во многих точках карты, при этом вычисление производится по правилам алгебраического суммирования. Она равна сумме абсолютной отметки верхнего горизонта и вертикальной мощности толщи пород между верхним и нижними горизонтами.

При построении структурной карты методом схождения необходимо соблюдать правила интерполяции. Как и при построении структурных карт методом треугольников, вначале намечают направление оси структуры. После этого соединяют изолиниями полученные одинаковые отметки и строят структурную карту по нижнему опорному горизонту.

Рис. 4. Построение структурной карты методом схождения:

а – схематический геологический профиль; б – структурная карта по верхнему маркирующему горизонту А; в – карта изохор; г – структурная карта по нижнему опорному горизонту Б.

 

Возможно применение метода схождения, располагая данными не менее чем по трем глубоким скважинам, расположенным не на одной прямой. При наличии небольшого количества скважин, вскрывших нижний горизонт, целесообразно строить карты схождения последовательно через небольшие интервалы мощностей хорошо скоррелированных отложений. Это позволяет переходить к построению структурной карты нижней поверхности через ряд вспомогательных опорных горизонтов.

Построение структурной карты по небольшому числу скважин методом схождения имеет большое значение для проектирования дальнейших поисково-разведочных работ.

Известно, что на практике наиболее распространен комбинированный способ построения структурных карт с привлечением всех вышеописанных методов. Разбуренные участки изучаемых территорий показывают, используя метод профилей, краевые, слабо разбуренные представляют способом треугольников, а положение глубокозалегающих горизонтов строят, применяя карты схождения.

Лабораторные работы

 

Задание 1

Построение геологического профиля газовой залежи

Исходные данные: структурная карта газовой залежи Пахромского месторождения.

Значения необходимые для построения профиля газовой залежи:

1) горизонтальный масштаб увеличить в два раза относительно схемы-бланковки; 2) вертикальный масштаб 1:2500; 3) линия разреза соответствует абсолютной отметке -1300 м. 4) коллектор – песчаники, мощностью 50 м; 5) флюидоупор – глины, мощностью 25 м; 5) подстилающие породы – алевриты, мощностью 50 м.

Цель: построить профиль газовой залежи, на основании полученного профиля охарактеризовать данную залежь.

Порядок выполнения задания: 1) с помощью схемы-бланковки газовой залежи, используя все имеющиеся сведения о глубине залегания залежи, литологическом составе и мощности пород коллекторов, а также пород-покрышек и подстилающих пород, построить геологический профиль газовой залежи; 2) на основании полученного профиля определить класс, группу и подгруппу; 3) дать подробную характеристику типа залежи.

 

Задание 2

Построение геологического профиля газонефтяной залежи

Исходные данные: структурная карта газонефтяной залежи Уфимского месторождения.

Значения необходимые для построения профиля газонефтяной залежи:

1) горизонтальный масштаб увеличить в два раза относительно схемы-бланковки; 2) вертикальный масштаб 1:2000; 3) линия разреза соответствует абсолютной отметке -450 м; 4) коллектор – известняк, мощностью 40 м; 5) флюидоупор – глины, мощностью 10 м; 6) над глиняной покрышкой залегает толща доломитизированных известняков, мощностью 25 м; 7) подстилающие породы – глинистые известняки, мощностью 30 м.

Цель: построить профиль газонефтяной залежи, дать подробную характеристику залежи.

Порядок выполнения работы: 1) используя схему-бланковку нарисовать геологический профиль газонефтяной залежи, опираясь на приведенные выше значения обязательные для построения; 2) определить класс, группу и подгруппу; 3) определить отметки ВНК и ГНК (обозначить на профиле соответствующие значения); 4) на основании полученного профиля охарактеризовать данную залежь.

 

Задание 3

Построение геологического профиля нефтяной залежи

Исходные данные: структурная карта нефтяной залежи пашийского горизонта.

Значения необходимые для построения профиля нефтяной залежи:

1) горизонтальный масштаб увеличить в два раза относительно схемы-бланковки; 2) вертикальный масштаб 1:400; 3) линия разреза соответствует абсолютной отметке -1656 м; 4) коллектор представлен переслаиванием известняков и доломитов (мощность прослоев 5 м), общая мощность - 20 м; 5) покрышка – глинистые алевриты, мощностью 2м; 6) подпокрышки – алевролиты, мощностью 2 м; 7) подстилающие породы – гравийный песчаник, мощность 10 м.

Цель: построить профиль нефтяной залежи, дать подробную характеристику типа залежи и ее параметров.

Порядок выполнения задания: 1) с помощью схемы-бланковки нефтяной залежи, используя все имеющиеся сведения по пробуренным скважинам, построить геологический профиль нефтяной залежи; 2) определить класс, группу и подгруппу залежи; 3) на основании полученного профиля охарактеризовать тип данной залежи; 4) охарактеризовать следующие параметры: тип природного резервуара, генезис ловушки, форму ловушки, морфологический тип ловушки.

 

Задание 4

Составление структурной карты рифовой залежи

методом профилей

Исходные данные: схема–бланковка нефтегазового месторождения с вынесенными скважинами и проведенными профилями; таблица с абсолютными отметками кровли продуктивного горизонта.

Цель: освоить метод профилей при составлении структурной карты; используя полученную карту оконтурить область распространения нефтяной залежи.

Порядок выполнения работы: 1) на схеме-бланковке к скважинам из таблицы снести абсолютные отметки кровли продуктивного горизонта (табл. 7); 2) на миллиметровке построить шесть профилей с глубинами от 0

Таблица 7

№№ скв.	Абсолютные отметки кровли продуктивного горизонта	№№ скв.	Абсолютные отметки кровли продуктивного горизонта	№№ скв.	Абсолютные отметки кровли продуктивного горизонта
	-725		-680		-380
	-295		-85		-530
	-368		-430		-450
	-800		-770		-690
	-775		-800		-790
	-490		-730		-380
	-730		-750		-770
	-400		-720		-540
	-500		-210		-730

до 900 м, вертикальный масштаб 1:20000 м; 3) на профиле VI-VI воспользоваться методом треугольника; 4) по полученным результатам нарисовать структурную карту; 5) на структурной карте штриховкой выделить область развития нефтяной залежи (водо-нефтяной контакт равен -400 м).

 

 

Задание 5

Построение геологического профиля газонефтяной и газовой залежи

Исходные данные: структурные карты газонефтяной залежи евлановско-ливенского горизонта и газовой залежи воронежского горизонта.

Значения необходимые для построения профиля через линию I-I газонефтяной и газовой залежи:

1) линия разреза соответствует абсолютной отметке – -1860 м; 2) горизонтальный масштаб берется со схемы-бланковки 1:1; 3) вертикальный масштаб 1:2000; 4) коллектор для газонефтяной залежи – известняк; 5) покрышка - глинистый алеврит, мощность 10 м; 6) коллектор для газовой залежи – доломитизированный известняк мощностью 20 м. Покрышка – глины, мощность 5 м; 6) подстилающие породы – мергели, мощностью 25 м.

Цель: построить профиль газонефтяной и газовой залежи, охарактеризовать типы залежей.

Порядок выполнения задания: 1) с помощью схемы-бланковки газонефтяной и газовой залежи, используя все имеющиеся сведения о глубине залегания залежи, литологическом составе и мощности пород коллекторов, а также пород-покрышек и подстилающих пород, построить геологический профиль газонефтяной и газовой залежи; 2) определить мощность коллектора для газонефтяной залежи; 3) на основании полученного профиля охарактеризовать залежи данного месторождения.

 

Задание 6

Построение структурной карты нефтегазоносной залежи

методом схождения

Исходные данные: схема-бланковка нефтяного месторождения с вынесенными скважинами и абсолютными отметками кровли пласта эйфельского яруса, структурная карта пласта фаменского яруса нефтяной залежи.

Цель: овладеть методом схождения при построении структурной карты; используя полученную структурную карту, определить область распространения нефтяной залежи.

Порядок выполнения работы: 1) на схеме-бланковке построить карту изохор с сечением 20 м; 2) совместить структурную карту с картой изохор; 3) определить абсолютные отметки нижнего слабоизученного пласта; 4) построить структурную карту нижнего пласта; 5) установить границы распространения нефтяной залежи (на структурной карте изобразить штриховкой).

При построении структурной карты и карты изохор необходимо пользоваться методом треугольников.

 

Задание 7

Построение геологического профиля нефтяной залежи, осложненной тектоническими нарушениями

Исходные данные: структурная карта нефтяной залежи нижнепермских отложений.

Значения необходимые для построения профиля нефтяной залежи:

1) горизонтальный масштаб увеличить в два раза относительно схемы-бланковки; 2) вертикальный масштаб 1:4000; 3) линия разреза соответствует абсолютной отметке -1640 м; 4) коллектор – доломитизированный известняк, мощностью 200 м; 5) покрышка – глинистый алеврит, мощностью 40 м; 6) подстилающие породы – переслаивание глин и алевритов (мощность прослоев 20м), общая мощность - 80 м.

Цель: построить профиль нефтяной залежи, дать подробную характеристику типа залежи и ее параметров.

Порядок выполнения задания: 1) с помощью схемы-бланковки нефтяной залежи, используя все имеющиеся сведения по пробуренным скважинам, построить геологический профиль нефтяной залежи; 2) определить класс, группу и подгруппу залежи; 3) на основании полученного профиля охарактеризовать тип данной залежи.

 

Задание 8

Нефтегазогеологическое районирование России

Исходные данные: карта-бланковка территории России масштаба 1:25000000; нефтегазоносные провинции России: I – Тимано-Печерская, II – Волго-Уральская, III – Прикаспийская, VI – Северо-Кавказская, V – Западно-Сибирская, VI – Енисейско-Хатангская (Анабарская), VII – Лено-Тунгусская, VIII – Лено-Вилюйская, IX – Охотская, X – Баренцево-Карская, XI – Восточно-Арктическая, XII – Притихоокеанская.

Цель: изучить и охарактеризовать нефтегазоносные провинции России.

Порядок выполнения задания:

1) на карте – бланковке нанести границы основных нефтегазоносных провинций России приуроченных к крупным геотектоническим структурам; 2) на основании литературных данных дать краткую структурно-формационную характеристику конкретной нефтегазоносной провинции.

Каждому студенту дается индивидуальное задание по одной нефтегазоносной провинции, выбранной из предложенного перечня на усмотрение преподавателя.

 

Задание 9

Районирование угольных бассейнов России

Исходные данные: карта-бланковка территории России масштаба 1:25000000; угольные бассейны России: I – Подмосковный, II – Тунгусский, III – Кузнецкий, IV – Печорский, V – Иркутский, VI – Уральский, VII Таймырский, VIII – Ленский, IX – Южно-Якутский, X – Зырянский, XI – Западно-Сибирский.

Цель: изучить и охарактеризовать угольные бассейны России.

Порядок выполнения задания:

1) на карте – бланковке нанести границы основных угольных бассейнов России; 2) на основании литературных данных дать краткую структурно-формационную характеристику конкретного угольного бассейна.

Каждому студенту дается индивидуальное задание по одному угольному бассейну, выбранному из предложенного перечня на усмотрение преподавателя.

Контрольные вопросы:

 

Что такое каустобиолиты?

Каков химический состав нефтей?

Каков химический состав газов?

Как с изменением количества атомов углерода в молекуле метановых углеводородов изменяется их физическое состояние?

Дайте определение понятиям – пористость и проницаемость.

У пород-коллекторов, обладающих постоянной пористостью, может наблюдаться возрастание проницаемости. При каких условиях это возможно?

Как может изменяться пористость и проницаемость при цементации пород? Приведите пример.

От чего зависит величина пористости гранулярных коллекторов?

Что такое газогидраты, и при каких условиях они образуются? Какие газы образуют газогидратную форму, а какие – нет?

Чем отличаются пластичные флюидоупоры (покрышки) от плотностных?

В каких случаях понятия “резервуар” и “ловушка” пространственно совпадают?

В чём отличие друг от друга (включая гидродинамический режим) пластовых, массивных и литологически ограниченных резервуаров?

Чем пространственно отличается форма залежи массивной от
пластово – сводовой?

Перечислите четыре основных типа ловушек нефти и газа.

Какие типы залежей и почему могут быть обнаружены на месторождениях, приуроченных к конседиментационным антиклиналям?

Различаются ли коллекторские свойства нефтяных и газовых залежей?

Различаются ли свойства флюидоупоров для нефтяных и газовых залежей?

Как объяснить тот факт, что, несмотря на большую пористость, глины являются практически непроницаемыми?

Каковы закономерности изменения коллекторских свойств пород с увеличением глубины залегания?

Что такое вторичная пористость? При каких условиях она наблюдается? Какие породы более подвержены вторичным преобразованиям?

Могут ли флюидоупоры терять свои экранирующие способности? Обоснуйте ответ.

Одинакова ли эффективность глинистых покрышек для нефти и для газа? Поясните ответ.

Возможно ли превращение флюидоупора в коллектор и наоборот? Обоснуйте ответ.

Как меняются экранирующие свойства глинистых и эвапоритовых толщ с глубиной?

Какие факторы могут препятствовать перемещению флюидов помимо наличия покрышек?

Существует ли принципиальное отличие между понятиями “коллекторы” и “природные резервуары”?

В чем заключается различие понятий “залежь” и “месторождение”?

В чём различие понятий “нефтегазоматеринские”, “нефтегазопроизводящие” и “нефтегазопроизводившие свиты”?

Назовите причины, приводящие к разрушению залежей нефти и газа.

Влияют ли температурные условия на состав нефтей? Приведите пример.

Совпадают ли по смыслу понятия “нефтегазоносный бассейн” и “нефтегазоносная провинция”? Поясните ответ.

В чем заключается различие понятий “этапность” и “стадийность” развития нефтегазоносного бассейна?

Какова основная задача нефтегазогеологического районирования?

Назовите основные признаки по которым классифицируются нефтегазоносные территории?

 

Литература

 

1. Алешечкин О.И. Графические построения по данным бурения нефтяных и газовых скважин / О.И. Алешечкин, А.Т. Колотухин. – Саратов: Изд-во Саратов. ун-та, 1982. – 164с.

2. Атлас месторождений нефти и газа нефтегазоносных бассейнов территории РСФСР, УССР и Казахской ССР/ Под ред. А.Г. Алексина, В.Я. Ратнера. – Л.: Недра, 1967. – 104 с.

3. Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр / А.А. Бакиров. - М.: Недра, 1973. – 344 с.

4. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа / А.А. Бакиров [и др.]. - М.: Высш. шк., 1987. – 384 с.

5. Бека К. Геология нефти и газа / К. Бека, И.В. Высоцкий. - М.: Недра, 1976. – 592 с.

6. Высоцкий И.В. Формирование нефтяных, газовых и конденсатногазовых месторождений / И.В. Высоцкий, В.И. Высоцкий. - М.: Недра, 1986. – 226с.

7. Геология и геохимия нефти и газа / А.А. Бакиров [и др.]. – М.: Недра, 1982. – 286 с.

8. Геология и геохимия нефти и газа / А.А. Бакиров [и др.]. – М.: Недра, 1993. – 288 с.

9. Геология и геохимия нефти и газа / О.К. Баженова [и др.]. - М.: Изд-во МГУ, 2004. – 415 с.

10. Нефтегазоносность России / К.А. Клещев [и др.]. - М.: ВНИГНИ, 1997. – 123 с.

11. Еременко Н.А. Геохимия нефти и газа на рубеже веков / Н.А. Еременко, Г. Чилингар. - М.: Наука, 1996. – 227 с.

12. Нефтегазоносные провинции и области СССР / А.А. Бакиров [и др.]. – М.: Недра, 1979. – 456 с.

13. Оленин В.Б. Нефтегеологическое районирование по геологическому принципу / В.Б. Оленин. - М.: Недра, 1977. – 224 с.

14. Основы геологии горючих ископаемых / В.В. Семенович [и др.]. – М.: Недра, 1987. – 396 с.

15. Серегин А.М. Основы региональной нефтегазоносности СССР / А.М. Серегин, Б.А. Соколов, Ю.К. Бурлин. - М.: Изд-во МГУ, 1977. – 224 с.

16. Структурные и историко-генетические построения при поисках нефти и газа / Б.А. Соколов [и др.]. – М.: Изд-во МГУ, 1998. – 176 с.

17. Тиссо Б. Образование и распространение нефти / Б. Тиссо, Д. Вельте. -
М.: Мир, 1981. – 501 с.

18. Хаин В.Е. Нефть: условия залегания в природе и происхождение / В.Е. Хаин // Соросовский образовательный журнал. - 2001. - Т.7. №7. - С. 75-82.

19. Хант Дж. Геохимия и геология нефти и газа / Дж. Хант; под ред. Н.Б. Вассоевича, А.Я. Архипова. - М.: Мир, 1982. – 703 с.

20. Хэлбути М. Геология гигантских месторождений нефти и газа / М. Хэлбути. – М.: Мир, 1973. – 440 с.

 

Приложение 1

Условные обозначения для изображения литологического состава пород

 

 

 

1 - пески крупно-, грубозернистые; 2 - пески среднезернистые; 3 - пески мелкозернистые; 4 - алеврит; 5 - брекчия; 6 - галечник; 7 - гравий; 8 - песчаник крупно-, грубозернистый; 9 - песчаник среднезернистый; 10 - песчаник мелкозернистый; 11 - гравелит; 12 - алевролит; 13 - глина; 14 - глина доломитизированная; 15 - глина известковистая; 16 - аргиллит; 17 - известняк; 18 - доломит; 19 - известняк доломитизированный; 20 - мел; 21 - мергель; 22 - мергель глинистый; 23 - ангидрит; 24 - гипс; 25 - нефть; 26 - газ.

 

Составители: Дмитриев Дмитрий Анатольевич,

Плаксенко Александр Николаевич

Редактор Тихомирова О.А.