книги / Геология и геохимия нефти и газа.-1

ность установиться водонефтяному зеркалу на общем уровне по всей залежи. В то же самое время газонефтяной контакт в нижнем сбросовом блоке был защищен покрышкой, запечатанной подстилающей нефтью, и поэтому остался нетронутым.

Рис. 19. Геологический разрез месторождения Ван (округ Ван-Зандт, Техас) с указанием общего водонефтяного контакта, характеризующего, несмотря на рассеченность месторождения некоторым количеством сброшенных блоков, связь формирования складки с глубоко захороненной интрузией соли (по А.И. Леворсену): 1 – интервал Пекан; 2 – мел Остин; 3 – песчаник Вудбайн; 4 – свита Команч; 5 – Пэлокси; 6 – верхний Глен-Роуз; 7 – первоначальная газовая шапка; 8 – нефть и газ; 9 – водонефтяной контакт; 10 – ангидрит Глен-Роуз;

11 – нижний Глен-Роуз

На рис. 20, 21, 22, 23 и 24 приведены примеры месторождений с различными типами залежей.

81

Нефтяная залежь башкирских отложений

а

Нефтяные залежи башкирских отложений

б

Рис. 21. Массивная залежь Могутовского месторождения Волго-Уральской нефтегазоносной провинции

(по В.П. Багданову и В.Ф. Крымову): а – геологический профиль; б – структурная карта

83

21. ВЫСОТА ЗАЛЕЖИ

Высотой залежи (или высотой нефтяной части, газовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей оценки. Достаточно часто на практике используют понятие коэффициента заполнения ловушки – KЗ. Величина KЗ определяется как отношение объема, занятого нефтью (газом), к объему всей ловушки:

KЗ VЗ .

VЛ

Часто величину KЗ определяют как отношение амплитуды залежи (АЗ) к амплитуде ловушки (АЛ). Показатели площади ловушки – S, амплитуды ловушки – А, а также интенсивность ло-

для оценки нефтегазоносности ловушек Соликамской депрессии. Данные характеристики использованы по следующим геологическим поверхностям:

– подошва визейского терригенного комплекса: А С1VП ,

– кровля визейского терригенного комплекса: А С1VК ,

87

89

фициенты корреляции r: между поверхностями – N (1,2,3,4,5) и этими средними значениями показателей для нефтяных и пустых структур. Наличие значимых корреляционных связей между АН, АП и N позволяет оценить количественно на сколько метров уменьшаются амплитуды структур по разрезу от С1VП до Р1. Вычисления показали, что для нефтяных структур это 49,1 м, для

статистически незначимыми, но на качественном уровне можно отметить, что они также меняются для нефтяных и пустых структур по различным закономерностям.

Анализ, выполненный по территории Соликамской депрессии, показывает, что существование залежей углеводородов

Интересные данные получены по информативности морфологических параметров локальных структур по ДнепровскоДонецкой впадине, согласно которым для продуктивных структур амплитуда составляет 265 м, а средняя амплитуда пустых структур равна 226 м.

Средняя интенсивность для продуктивных структур равна 15,5 м/км2, а для пустых – 12,7 м/км2. Еще сильнее различаются морфологические характеристики продуктивных и пустых структур в зависимости от возраста отложений. Так, для среднекаменноугольных продуктивных структур средняя амплитуда и интен-

сивность соответственно равны: А = 250 м и А/ S = 14,4 м/км2,

а для пустых структур этого же возраста средняя амплитуда и интенсивность равны 120 м и 8,5 м/км2. Для нижнепермских

и верхнедевонских продуктивных структур А = 640 м, А/ S = = 12,8 м/км2, для пустых структур А = 322 м, А/ S = 8 м/км2.

90