Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Технологія робіт при пошуках алмазів





 

Узагальнена технологічна схема робіт при прогнозі і пошуках родовищ алмазів на основі МДЗ включає: створення бази знань и банка цифрових даних (МДЗ, матеріали геологічних, геохімічних, геофізичних і ландшафтних робіт); створення на основі МДЗ різного просторового розрізнення дистанційних основ на район робіт; тематичну комп’ютерну обробку МДЗ і дистанційних основ; їх комплексну інтерпретацію з використанням геологічних, геофізичних, геохімічних і ландшафтних даних; складання за цими результатами різномасштабних підсумкових схем і карт (тектонічного районування алмазоносних провінцій; розломної тектоніки і тріщинуватості; моделі алмазоносних районів і полів тощо).

 

 

Застосування матеріалів дистанційного зондування при прогнозно-пошукових роботах на нафту

 

Нафтогазоносні території являють собою осадові басейни з рівнинним ландшафтом і слабкодислокованим чохлом великої потужності (рис. 17.27).

 

Рис. 17.27. Прикаспійський нафтогазоносний басейн

Розподіл нафти і газу в осадових басейнах з промисловою нафтогазоносністю нерівномірний, нафтогазоносні горизонти знаходяться на великій глибині, а поклади нафти і газу контролюються різного типу пастками. Традиційні методи пошуку покладів вуглеводневої сировини, що включають комплексні геологічні, геофізичні, науково-дослідні роботи, що завершуються бурінням свердловин, дуже коштовні (їх середньосвітова вартість на пошуковому етапі складає 3000-5000 доларів США /км2 ). Вони вигідні тільки в умовах розвідки крупних і середніх нафтогазоносних структур, що залягають на невеликих глибинах. Тому в пошукових і розвідувальних роботах застосовують інші підходи зокрема аналіз МДЗ. За космічними даними виконані теоретичні і методичні дослідження, що визначили стратегію пошукових робіт на нафту і газ, створені ”Тектонічна карта нафтогазоносних областей південного заходу СРСР з використанням матеріалів космічних зйомок” у масштабі 1:500000 ”Карта нафтогеологічного районування південного заходу СРСР” в масштабі 1:2 500 000, ”Карта лінеаментів території південного заходу СРСР” масштабу 1:1 000 000 тощо.



Ефективність застосування МДЗ при нафтогазопошукових роботах багато в чому залежить від ландшафтно-геоморфологічних і структурно-тектонічних умов, від рівня вивченості ландшафтних індикаторів геологічної будови і може бути високою, помірною, а в деяких регіонах можливості дистанційних методів можуть бути суттєво обмеженими. До першої категорії відносяться такі басейни, як Тимано-Печорський, Мангишлакський, Каракумський, Предверхоянський та ін.; до другої категорії – Дніпрово-Донецький, Волго-Уральський, Західно-Сибірський, Південно-Тургайський, Прикаспійський басейни тощо; до третьої – Московський, Передкопетдагський, Тунгуський, Західно-Камчатський тощо.

Об’єкти дешифрування

 

Основними об’єктами дешифрування, які можуть контролювати нафтогазоносність, є структурні елементи різних рангів і типів: блокові і розривні структури фундаменту і осадового чохла. Особлива роль належить кільцевим структурам. Виявлено, що більшість родовищ нафти і газу Західного Сибіру, родовища газу Лено-Вилюйської газоносної провінції й інших нафтогазоносних бассейнів приурочені до тектоногених структур – склепінням, валам, синеклізам. Тектонічні неоднорідності глибоких горизонтів чохла і фундаменту проявляються завдяки впливу неотектонічних рухів, ущільненню, просіданню і тріщиноутворенню у відкладах, що перекривають нафтогазові резервуари.

Пряме відображення структури глибоких горизонтів у сучасній тектонічній будові найбільш характерно для ділянок плит з відносно неглибоко зануреним фундаментом і в складчастих регіонах. Але ці співвідношення можуть бути складними: неотектонічному підняттю можуть відповідати виступ фундаменту і прогин в осадовому чохлі або новітній западині відповідає підняття в осадовому чохлі тощо. На рухи блоків фундаменту і чохла реагує ландшафт (рис. 17.28).

 

Рис. 17.28. Схема тектонічної будови Вартовської (а) і Ханти- Мансійської (б) кільцевих структур (за Г. С. Бурлаковою):

1 – контури і дугові вали кільцевої структури зі зверненим рельєфом; 2 – контури і дугові вали кільцевої структури, що прямо виражена в рельєфі; 3 – дугові, радіальні і діаметральні грабени; 4 – структурні сходи; 5 – лінеаменти; 6 – родовища нафти

Тому провідну роль при дешифруванні нафтогазоносних структур відіграє геоіндикаційний аналіз. У розвитку ландшафтно-індикаційного метода дешифрування МДЗ стосовно до пошуків нафтогазоносних структур велика роль належить В. І. Астахову, В. І. Башилову, Ю. М. Гололобову, А. А. Кірсанову, Б. М. Можаєву, В. Г. Можаєвій, І. О. Смирновій та ін.

Індикатори локальних структур, перспективних для промислових скупчень нафти і газу, в залежності від ландшафтно-кліматичних зон, у яких розташовані крупні седиментаційні басейни, різні. Родовища нафти і газу приурочені до пасток структурного типа (складки осадочного чохла), екранованими (прирозломним) і пасткам змішаного типу (структурно-літологічним, структурно-тектонічним тощо (рис. 17.29).

Численні дослідження засвідчили, що віддешифровані об’єкти можуть повністю відповідати нафтогазоносній структурі або бути значно більше за розмірами, а родовища виявляються приуроченими до локальних структур на їх периферії. Утворення останніх Д. М. Трофимов пояснює наявністю крупних плутонів або склепінь, у бортах яких формуються системи локальних підняттів, які є пастками вуглеводнів. Природа аномалій виявляється на підставі комплексного аналізу наявних на дану територію геологічних, геофізичних, геохімічних, гідрогеологічних й інших матеріалів.

Найбільш упевнено дешифруються структури осадового чохла (складки, соляні купола), які розвиваються успадковано і активні на новітньому і сучасному етапах розвитку земної кори.

Рис. 17.29. Види пасток

 

Одними з основних індикаторів таких структур є рисунок ерозійного розчленування і дрібні форми рельєфу (озера, болота, ками, піщані гряди, такири, солончаки тощо), що створюють ландшафтні аномалії (рис. 17.30).

Рис. 17.30. Схема геоморфологічного дешифрування району структури Кемачі. Амудар’їнська синекліза (за І. О. Смирновою та ін.):

1 – піщана рівнина; 2– піщані гряди (а– крупні, б – дрібні); 3 – нахилені такири з рідкою рослинністю; 4 – нахилені такири з густою рослинністю; 5 горизонтальні такири; 6 – контури безстічних впадин;

7– денудаційні останці корінних порід; 8– лінії ймовірних розривних порушень; 9-10 – контури структур по: 9 – покрівлі вапняків палеогену,

10 – покрівлі вапняків келловея-оксфорда верхньої юри. Локальна нафтогазоперспективна структура проявлена по наявності кутастих котловин на рівнінній поверхні

Застосування дистанційних досліджень ефективно навіть для початкових стадій зародження локальних підняттів у рельєфі акумулятивних рівнин, при мізерно малих уклонах, що не находять відображення в горизонталях детальних топографічних карт і які залишаються, зазвичай, непоміченими під час безпосередніх спостережень. В таких умовах надійним індикатором локальних підняттів є місцеві зміни характеру екзогенних процесів на ділянці височини, що зароджується. Ці зміни зумовлені багатьма факторами, проте головним чином типом денудаційних процесів і кліматичними умовами. Неотектонічний аналіз МДЗ займає важливе місце при пошуку перспективних локальних структур (рис. 17.31).

 

Рис. 17.31. Схема новітньої тектонічної структури правобережжя Широтного Приоб’я (за даними структурно-геоморфологічного аналізу КЗ середнього розрізнення) (за Л. І. Соловйовою та ін.):

Ландшафтно-геоморфологічні елементи: 1-3 – полігенетичні поверхні вирівнювання верхнього (стародавнього) геоморфологічного рівня рельєфу: 1 – розчленовані, добре дреновані височини центрально-тайгової зони, 2 – горбкуваті, слабо залісенні височини тайгової зони, 3 – заболочені, слабко дреновані височини межиріч північно-тайгової зони; 4-5 – полігенетичні поверхні вирівнювання нижнього (молодого) геоморфологічного рівня рельєфу; 4 – низинні озерно-болотні рівнини басейнів основних рік, 5 – те ж з ерозійним розчленуванням; 6 – сучасні (голоценові) долини рік. Структурно-геоморфологічні (морфоструктурні) елементи: 7 – узагальнені контури субрегіональних підняттів і поєднаних понижень; 8 – склепіння новітніх підняттів; 9 – лінеаменти, розломи і флексурні зони; 10 – кільцеві елементи; 11 – гідромережа

 

Відомі приклади крупних нафтогазоносних структур нафтогазоносних областей або басейнів, що були проявлені кільцевими об’єктами на космічних знімках. Такі мегаструктури зазвичай характеризуються концентричним планом розташування нафтогазових родовищ. Це перед усім Прикаспійський нафтогазоносний басейн, оточений по периферії ”бортовим уступом”, до занурюваного крила якого приурочений ланцюг газових, газоконденсатних і нафтових родовищ в обширних підняттях підсольового палеозою. В центральній же частині басейну розташовуються нафтові родовища в надсольовому мезозойському комплексі, які повязані з солянокупольними структурами.

Розриви – це канали міграції флюїдів. Вони сприяють утворенню тріщинних резервуарів і органогенних пасток, часто екранують поклади і одночасно іноді руйнують їх. Тому вивчення розривів надзвичайно важливе при пошукових роботах на нафту і газ. Зазвичай локальні підняття и родовища вуглеводнів розташовуються або над розломами, в безпосередній близькості від них, або в місцях їх перетинань. Надвигові і принадвигові антикліналі як правило виражені вузькими валоподібними додатними формами рельєфу, які обмежені зонами тріщинуватості.

Сховані розломи, не виведені на сучасний денудаційний зріз, проявляються зонами тріщинуватості порід осадового чохла, які різко покращують колекторські властивості порід, таких як вапняки, з якими пов’язано багато родовищ. Нерідко до таких зон можуть бути приурочені джерела прісних і мінералізованих вод, ланцюги грязьових вулканів тощо, які слугують індикаторами похованих розломів. Регіональні розломи часто групуються в системі, одна з яких проявляються найбільш яскраво, наприклад, в Тімано-Печорському басейні – діагональна (особливо північно-східна), а в Західному-Сибірському – ортогональна система розломів (рис. 17.32).

Рис. 17.32. Схема новітньої тектонічної структури Широтного Приоб’я (за Л. І. Соловйовою та ін.):

1– границі субширотниых зон підняттів і приєднаних прогинів; 2 – границі субмеридіональних зон підняттів і приєднаних прогинів; 3– ділянки інтерференції ортогональних зон підняттів (а) і прогинів (б); 4– найважливіші лінеаменти, виділені за КЗ малого розрізнення; 5 інші лінеаменти

Помічено, що положення розломів, виявлених за МДЗ, не завжди точно співпадає з тими, що встановлюються при бурінні і за геофізичними даними. Нерідко вони паралельні, що може бути зумовлено нахиленим положенням поверхні зміщувача розлому.

На півдні Північно-Каспійської нафтогазоносної провінції за допомогою геолого-геофізичних робіт встановлені найголовніші субширотні розломи, по яких поверхня кристалічного фундаменту східчасто занурюється від південного борта до центральної, найбільш зануреної, частини Прикаспійської синеклізи. Діагональні і субмеридіональні лінеаменти поділяють ступені на блоки, які ускладнюють структуру фундаментів. До міст згущення сітки лінеаментів прагнуть локальні структури, в тому числі нафтогазоносні.

Дослідження, що проводились у Туранській провінції, дозволили виявити зв’язок родовищ нафти і газу з регіональними зонами, що відрізняються підвищеною неотектонічною активністю, виділити крупні поперечні зони відносних підняттів, раніше невідомі. Встановлено також, що сітка лінеаментів, відешифрованих на космічних знімках, контролює розподіл структур і зони тріщинуватості, які визначають колекторські властивості порід.

У залежності від стадії геологорозвідувальних робіт розв’язуються різні задачі: тектонічного і нафтогазоперспективного районування території з виділенням нафтогазоперспективних ділянок; виявлення пасток нафти і газу різних типів з визначенням першочергових об’єктів для побудови сейсморозвідувальних робіт і пошукового буріння; детального вивчення нафтогазоперспективних площ для найбільш раціонального розміщення розвідувальних свердловин. МДЗ дозволяють визначати ділянки і зони розвитку тріщинуватості в карбонатних колекторах. Ці дані використовуються для вибору оптимального положення і напрямку свердловин з метою одержання найбільших притоків нафти.

Методика пошуку вуглеводнів

 

Над родовищем вуглеводнів потік тепла, обумовлений життєдіяльністю бактерій, виходить на поверхню, утворюючи термогеохімічні аномалії з підвищеним тепловим фоном. Ці ”теплі” структури за допомогою високочутливих датчиків можна виявити в інфрачервоному і радіотепловому діапазонах з літальних апаратів. Позитивні результати, наприклад, дала зйомка по сніжному покриву в Західному Сибіру, що ґрунтувалась на визначенні газів, які дифундують з продуктивних пластів до земної поверхні.

Для оцінки перспектив нафтогазоносності локальних структур будують геотемпературні карти. При використанні інфрачервоної зйомки в діапазоні 10-14 мкм реєструється енергетичний потік, який характеризує власне теплове випромінювання об’єктів на земній поверхні. Аномальний тепловий режим осадочного чохла може бути обумовлений вловлюванням тепла пастками антиклінального типу і екзотермічними реакціями в нафтогазових покладів. На глибинах залягання продуктивних горизонтів ці температурні аномалії можуть досягати 20°С. Результатом області спектра, є побудова градієнтних температурних полів і виділення теплових аномалій на фоні екзогенних і ландшафтних факторів.

Термогеохімічні аномалії, що формуються над покладами вуглеводнів находять те чи інше відображення на знімках. Такі фотоаномалії, що відрізняються кольором, структурою, тональністю тощо, виявляються на МДЗ, отриманих у певний сезон зйомки і в певному вузькому діапазоні електромагнітного спектра, а також при спеціалізованій обробці КЗ. Слабкі ландшафтні аномалії, що виникають над нафтогазоносними структурами за рахунок міграції вуглеводневих флюїдів і аномальний вміст мікроелементів, що утворюються в ґрунтово-рослинному шарі, можуть бути виділені при комп’ютерній обробці МДЗ з високим спектральним розрізненням, отриманим в ІЧ-діапазоні.

При прогнозно-пошукових роботах на нафту і газ, як і при пошуках зруденіння, необхідний системний підхід. На МДЗ різних рівнів генералізації проявляється інформація про границі і головні особливості тектонічного плану седиментаційних басейнів (КЗ континентального рівня), деталях внутрішньої будови басейнів, структурах другого порядку: склепіннях, валах, авлакогенах, впадинах, розривних порушеннях (КЗ регіонального рівня), деталях складчастих і розривних деформацій, розташування локальних структур тощо (КЗ локального і детального рівнів).

На КЗ континентального рівня генералізації аналізуються загальні риси ландшафтно-геоморфологічної будови, що відображають основні закономірності регіональної тектонічної структури. Дешифрування морфологічних елементів ландшафту, аналіз напрямку їх розвитку за регіональними і локальними знімками дозволяють виявляти і картувати детальні структурні елементи. Результати дешифрування КЗ фіксуються у вигляді ландшафтно-індикаційних карт і схем. Їх геологічна інтерпретація заснована на дослідженні причинно-наслідкових зв’язків аномалій з геологічними об’єктами. Виявлені за КЗ структурно-геоморфологічні елементи відбивають складну картину новітньої тектонічної структури, закономірності розташування в просторі розривних і складчастих різнопорядкових деформацій осадового чохла, що виникли під активним впливом деформацій фундаменту, що відіграють роль штампів, різних за масштабом і конфігурацією. Збіг глибинних і приповерхневих структурних елементів, характерний для більшості рівнинних районів молодих платформ, дозволяє виявити по КЗ основні риси глибинної регіональної структури осадового чохла. Результати реконструкції поверхневої тектонічної структури порівнюються зі структурними картами глибинних горизонтів чохла і фундаменту (рис. 17.33). Виходячи з уявлень про відбитий характер деформацій осадового чохла, необхідно звертати увагу на невідповідність між собою структурних планів різних горизонтів плити, які відображують зміну геодинамічної ситуації в часі.

Рис. 17.33. Схеми прояву Возейської (Великоземельської) ізометричної структури (за Д. М. Трофимовим):

а – дешифрування космічного знімка; б – рельєф поверхні фундаменту; в – сумарні деформації за неотектонічний період; г – тектонічні ізометричні об’єкти; 1 – контури ізометричної структури; 2 – лінеаменти; – ізогіпси поверхні фундаменту, км; 4 – границі Великоземельского склепіння; – границі Сандивейської групи підняттів; 6 – границі структури; 7 – родовища нафти

Одним з ефективних методів вивчення глибинної будови території є лінеаментний аналіз. Багато розривних порушень, виявлених на КЗ, успадковано розвиваються в ході геологічної історії і підновлені на новітньому етапі. Це доволі часто визначає пряму залежність між лінеаментами на КЗ і відомими розломами, а також додатними структурними формами чохла і/або фундаменту. Так, наприклад, для Бузулукської впадини, що розташована в межах Волго-Уральської провінції, встановлений структурний контроль лінеаментами двох різнопорядкових типів структур: крупних, що обрамляють впадину, і дрібних, що її ускладнють (рис. 17.34).

Цей зв’язок лінеаментів зі структурами фундаменту, що розвиваються успадковано, плитного і доплитного комплексів платформного чохла дозволяє використовувати їх для контролю локальних структур і родовищ нафти і газу.

Часто крупні родовища нафти і газу контролюються флексурно-розривними зонами і ділянками перетину розломів. Виділення лінеаментів, також як і геоіндикаторів нафтоперспективних структур, може проводитись як візуально, так і в автоматичному режимі.

Статистичний аналіз лінеаментів включає побудову роз-діаграм, схем сумарної щільності лінеаментів, що домінують в простяганнях і їх сполучень (субширотного і північно-західного тощо).

 

 

Рис. 17.34. Оглядова тектонічна схема Бузулукської впадини:

1 – тектонічні контакти (границі) Бузулукськой впадини з суміжними регіональними структурами: I – Жигулівське склепіння, II – Муханово-Єрохівський прогин, III – Східно-Оренбурзьке валоподібне підняття, IV – Соль-Ілецький виступ, V – Прикаспійська впадина, VI – Клінцовський виступ; 2 – тектонічні порушення, що фіксують положення сходів: А – А – Талово-Долинна, Б – Б – Зайкінсько-Перелюбська, В – В – Росташинсько-Аржанська, Г – Г – Натальїнсько-Вишневська, Д – Денисовська, Е – Західно-Щучкинська, Ж – Ж –Таршинська, 3 – 3 – Землянська; 3 – родовища нафти (а) і газу (б):

1 – Маланинське, 2 – Анютинське, 3 – Бурелатське, 4 – Верхньо-Гайське, 5 – Мамуринське, 6 – Ломовське, 7 – Фурманське, 8 – Крюковське,

9 – Горелкинское, 10 – Иргизское, 11 – Кочевненское, 12 – Северо-Флеровське, 13 – Західно-Степне, 14 – Рикобаєвське, 15 – Західно-Швейцарське, 16 – Загорське, 17 – Гаршинське, 18 – Швейцарське, 19 – Лебяжинське, 20 – Ісаківське, 21 – Західно-Землянське, 22 – Землянське, 23 – Широкодольське, 24 – Лапаське, 25 – Конновське, 26 – Росташинське, 27 – Зоринське, 28 – Ново-Соболівське, 29 – Давидівське, 30 – Пролетарське, 31 – Рибкінське, 32 – Устряловське, 33 – Зайкинське, 34 – Схїідно-Зайкинське, 35 – Вишневське, 36 – Мирошкинське, 37 – Західно-Вишневське, 38 – Долинне, 39 – Ташлинське; 4 – підготовлені структури; 5 – рекомендовані параметричні свердловини: 40 – Черемушкинська, 4] – Данилівська, 42 – Стешановська, 43 – Перелюбська, 44 – Калинінська, 45 – Черноярівська; 46 – зони концентрації робіт

Так, наприклад, проведений Цай Юнь Фей аналіз просторового зв’язку родовищ нафти і газу Тімано-Печорського басейна зі значеннями щільності лінеаментів обраних простягань (виходячи з прийнятої геодинамічної моделі) не виявив будь-якої чіткої закономірності, тоді як при об’єднанні лінеаментів у дві групи – субширотні і північно-західні і північно-східні і меридіональні – виявлено, що родовища нафти і газу приурочені до областей підвищених значень лінеаментів першої групи, а газових і газоконденсатних – другої. Використовуються розрахунки частоти і ймовірності зустрічі нафтових і газових родовищ з лінеаментами (рис. 17.35).

Рис. 17.35. Графік імовірності зустрічі родовищ нафти і газу від щільності лінеаментів. Тімано-Печорський басейн (за Цай Юнь Фей)

Методи тематичної обробки МДЗ різноманітні і обираються виходячи з прийнятої моделі об’єктів, що прогнозуються.









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.