Добавил:

ivanov666 Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Башкирский Государственный Аграрный Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Нетрадиционные коллекторы и вторичные флюидоупоры в породах осадочного чехла (на примере рифтогенного седиментационного бассейна). Учебное пособие для

.pdf

Скачиваний:

Добавлен:

07.09.2026

Размер:

2 Мб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 108 9 10 > Следующая >>>

Породы, опробованные в зоне разломов (скв. 153), отличаются максимальной продуктивностью (Q ⩾ 80 т/сут), а сама скважина занимает самое высокое гипсометрическое положение среди всех проанализированных нами скважин (Стрижнев и др., 2013). Следовательно, породы баженовской свиты здесь в процессе гидротермального преобразования становились хорошими коллекторами, напитанными большим количеством нефти. Из этого можно заключить, что минеральный парагенезис – прожилковые и гнездовидные доломит + гипс, а также тенардит – характеризует высокие емкостные показатели, которые могут возникнуть в баженовских толщах только в открытой системе разрывных нарушений с привносомвыносом вещества, но отнюдь не за счет внутренних резервов породы, как в зонах развития рассеянного доломита in situ.

Большое количество вторичного доломита, залечивающего трещины и формирующего гнезда, является признаком преобразования пород под воздействием проникающего по разломам глубинного флюида, обогащенного магнием и другими элементами. Во многом схожее со скв. 153 поведение доломита наблюдал на Салымском нефтяном месторождении В. И. Дюнин (2000). В продуктивных отложениях баженовской свиты он отмечает так называемые минеральные аномалии – трещины с зеркалами скольжения, выполненные доломитом, который находится в ассоциации с гидротермальными кварцем, кальцитом, родохрозитом и пиритом. Эти минералы образуют несколько генераций, что, по мнению Дюнина, говорит о пульсационном (пульсирующем) характере горячих растворов тектонически напряженной обстановки. Доломит и кварц поздней генерации обладают правильной формой, что свидетельствует об их медленном росте в свободном пространстве из разбавленных нагретых растворов. Такой минерагенез характеризует тектонически спокойные условия. Температура гидротерм на Салымском месторождении в период тектонической перестройки в кровле абалакской свиты (горизонт КС) превышала 200° С, что установлено с помощью термобарогеохимических исследований (Зубков и др., 1988).

По аналогии с Тевлинско-Русскинским месторождением (Коробов и др., 2015) можно считать, что зоны жильной (трещинной, гидротермальной) доломитизации, в противовес рассеянной (in situ), приурочены к направлениям повышенной проницаемости. В полной мере это касается и жильного гипса. Т. А. Федорова (Федорова, Дзюбенко, 1991; Федорова, Бочко, 1991) также отмечает большое количество кристаллов гипса в кислотно выщелоченных продуктивных породах баженовской свиты, которые локализовались на участках разломов. Гипс, наряду с новообразованными сульфатами (в нашем случае баритом и впервые установленным тенардитом), рассматривается этими авторами как минералогический критерий выделения зон нефтенасыщенных коллекторов – так называемых баженитов. Процесс кислотного выщелачивания, сопровождающийся формированием вторичных сульфатов, приводит к резкому увеличению пори-

стости породы, что было показано на примере Салымского нефтяного месторождения (Киреева, Казак, 2015, 2017; Киреева, 2012). Процессы выщелачивания битуминозных аргиллитов и накопление в них заметного количества сульфатов эти геологи связывают с поступлением химически активных агентов (в первую очередь серной кислоты) по разломам со стороны. По этим же проницаемым направлениям позже мигрировала нефть, заполнившая сформированную за счет кислотного выщелачивания емкость. Согласно Н. В. Тимошенковой (2000), все вышеперечисленное происходило в так называемых зонах агрессивного нефтегазонакопления, где УВ аккумулировались в системе вторичных резервуаров. Аналогичные явления наблюдаются и в скв. 153 Красноленинского месторождения.

На основании вышеизложенного можно сделать важный вывод: границей зоны высокой нефтегазоносности битуминозных пород-коллекторов баженовской свиты следует считать линию перехода рассеянного незначительного по содержанию доломита in situ в область концентрированного его присутствия в виде крупных агрегатов, гнезд и жил. С точки зрения тектонического районирования залежей УВ эта граница должна располагаться в зоне, непосредственно соседствующей с разрывным нарушением (см. табл. 5).

Процесс активного выщелачивания, сообразно нашим представлениям, отвечает ранней стадии тектоно-гидротермальной активизации, породившей напряженно-динамическое состояние пород и, как следствие, разноинтенсивный пульсирующий стресс. На ранней стадии эта обстановка способствовала также появлению дополнительной тектонической трещиноватости (Баженова и др., 2000) в отложениях баженовской свиты. Она улучшала коллекторские свойства и обеспечивала миграцию УВ. Сохранить же свою продуктивность битуминозные породы смогли лишь на тех участках, где слабое напряженно-динамическое состояние просуществовало практически в течение всего времени структурной перестройки. В таких условиях, исходя из теоретических воззрений А. А. Трофимука и соавторов (1983), проявлялись незначительные тектонические подвижки, которые провоцировали миграцию нефти в приподнятые участки не только Пальяновской, но и Сосново-Мысской структуры Красноленинского свода (Краснов и др., 1980).

Эти подвижки, сообразно нашим представлениям, отвечают периоду существования природного тектонического насоса, т. е. поздней стадии тектоно-гидротермальной активизации. Наиболее ярко все проявления этой (как и ранней) стадии фиксировались в зонах разломов и оперяющей трещиноватости. Если последние находились на приподнятых территориях, к ним стягивались дополнительные порции УВ из соседних относительно пониженных участков на площади развития продуктивных баженовских пород. Сказанное характерно для скв. 153, пробуренной в зоне пересекающихся разрывных нарушений и занимающей наиболее высокое гипсометрическое положение. Миграции углеводородов на фоне

слабого пульсирующего стресса способствовали АВПД нефтенасыщенных горизонтов, их возросшая проницаемость (в частности, тектоническая трещиноватость) и надежная изолирующая способность толщ, которые подстилают и перекрывают баженовскую свиту. Перечисленные факторы благоприятствовали отжатию нефти в наиболее приподнятую структуру с разрывным нарушением и обусловили максимальную продуктивность скважин.

Кроме того, значительная гидротермально-метасоматическая доломитизация известняков в условиях Западной Сибири приводит к заметному повышению (нередко на порядок) их коллекторских свойств (Дубатолов и др., 1990; Абросимова и др., 1999). Это способствовало, в частности, нефтенасыщению метасоматически доломитизированных известняков КС в силу возникшего в баженовских отложениях АВПД и иных только что описанных причин. Видимо, этими обстоятельствами были обусловлены колоссальные нефтепритоки из карбонатов КС месторождений Салымского мегавала, которые отмечают В. И. Белкин, Е. П. Ефремов, Н. Д. Коптелинин (1983, 1985).

Таким образом, высокая нефтенасыщенность баженовских отложений, вскрытых скв. 153, обусловлена поступлением основной массы УВ извне в уже сформированные кислотным выщелачиванием коллекторы после того, как в них практически завершился процесс гидротермального минералообразования. Сказанное совпадает с теорическими представлениями К. Р. Чепикова и соавторов (1972), а также В. И. Белкина и его соавторов (1985). При этом границу появления рассеянного доломита in situ в битуминозных отложениях следует считать контуром продуктивности баженовской свиты.

Проблема оценки нефтегазоносности баженовско-абалакского комплекса заключается в отсутствии обоснованной методики картирования залежей нефти и газа в этих отложениях. Результаты выполненных работ позволяют сделать очередной шаг в решении этой проблемы, а именно проводить минералогическое картирование высокобитуминозных отложений на территории, где они, во-первых, залегают непосредственно над раннемезозойскими риолитами (молодыми палеозойскими гранитоидами) или на небольшом удалении от них (Патент РФ № 2428723, авторы А. Д. Коробов и Л. А. Коробова), а во-вторых, изолированы перекрывающими и подстилающими осадочными толщами. При этом перспективы на УВ надо оценивать с учетом того, находится ли поисковый участок в зоне разлома (зоне агрессивной, по Н. В. Тимошенковой (2000), аккумуляции УВ) либо приближен к разрывному нарушению (зоне генерации и аккумуляции УВ) или удален от разлома (зоне генерации УВ), где нефть может находиться в рассеянном состоянии без нефтепритоков в скважинах. Исходя из сказанного необходимо выявить фактор, позволяющий прогнозировать изоляцию УВ бажено-абалакского комплекса.

4. ФАКТОР ЛОКАЛЬНОГО ТЕКТОНИЧЕСКОГО

НЕРАВНОВЕСИЯ И ПРОГНОЗ ПЕРСПЕКТИВНОСТИ

БАЖЕНОВСКОЙ СВИТЫ И СОСЕДСТВУЮЩИХ С НЕЙ

ПОРОД НА УГЛЕВОДОРОДНОЕ СЫРЬЕ

На Пальяновской площади выявлен минерал-индикатор, с помощью которого установлены границы нефтепритоков из баженовских (баженоабалакских) отложений. Таким минералом является вторичный доломит. Наиболее масштабно он возникал в результате эпигенетических процессов, которые сопровождали периоды структурной перестройки региона. Эта деятельность в максимальном своем проявлении сопряжена с разрывными нарушениями и оперяющей трещиноватостью, секущими не только фундамент, но и чехол.

К разломам приурочены раннемезозойские риолитовые экструзивные купола и палеозойские гранитоидные интрузии. Поэтому дислоцированные кислые изверженные образования фундамента и переходного комплекса во время тектонической активизации являлись местами интенсивного высачивания гидротерм и значительного прогрева залегающих выше битуминозных осадочных толщ. В этой связи возникают вопросы: 1) в какое время имела место рассматриваемая тектоно-гидротермальная активизация и 2) какие породы являлись поставщиками петрогенной воды, питающими гидротермальные системы рифтогенного осадочного бассейна.

Отвечая на второй вопрос, необходимо отметить, что при структурной перестройке гидротермальные растворы рифтогенных осадочных бассейнов зарождаются в монтмориллонитовых глинах и удаляются за пределы материнских толщ (Коробов и др., 2015). При этом если отжатие седиментационных вод имеет постепенный и длительный характер, то петрогенные воды поступают в водоносные горизонты скачкообразно, подчиняясь ритму пульсирующего стресса. Смектитовые глины в таких случаях приобретают функцию своебразных компрессоров в возникающих природных тектонических насосах (Коробов, Коробова, 2011а, б). Сжимаясь и уплотняясь под действием возрастающего бокового давления, они периодически «сбрасывают» образующиеся в них газоводяные растворы в участки относительно низких давлений – зоны тектонических разломов и оперяющей их трещиноватости или в жесткие пласты-коллекторы, такие как песчаники и гравелиты шеркалинской свиты Талинского месторождения.

Отвечая на первый вопрос, надо подчеркнуть, что в течение мезозоя структурная перестройка Западно-Сибирской плиты возобновлялась неоднократно. Это доказано K-Ar-методом датирования (Федоров и др.,

2004) и интерпретацией временных сейсмических разрезов (Конторович,

2009) (табл. 6). Из табл. 6 следует, что породы баженовской свиты дважды подвергались (раннемеловой и позднемеловой – раннепалеогеновой) тектонической активизации, а отложения фроловской свиты (K1) – только единожды – позднемеловой – раннепалеогеновой. Учитывая значительно большую мощность и обогащенность смектитами пород фроловской свиты в сравнении с толщами баженовской свиты в пределах Красноленинского свода, основным поставщиком петрогенной воды на данной территории следует считать смектиты фроловской свиты. Следовательно, структурная перестройка, протекавшая 60–100 млн лет тому назад, была наиболее значимой для формирования гидротермальных систем рассматриваемого района. Аналогичные выводы демонстрируют и металлогенические исследования. Так, по данным В. А. Домаренко и коллег (2007,

2010), именно в позднемеловое – палеогеновое время при региональных воздыманиях Западно-Сибирской плиты возникали месторождения урана в осадочном чехле Обь-Енисейского междуречья.

Таблица 6

Основные этапы тектонической активизации Западно-Сибирской плиты, реконструированные по данным K-Ar-метода датирования и результатам интерпретации временных сейсми-

№ Ю. Н. Федоров с соавторами (2004) В. А. Конторович (2009)

1 J2аален – келловей

180–160 млн лет

2 K1неоком

145–120 млн лет

3 K2сеноман – Р

100–60 млн лет

ческих разрезов

ранний палеоген

J1геттанг – J2аален

200–178 млн лет

K1,берриас – апт 145–125 млн лет

K2коньяк – Р

89–59 млн лет

ранний палеоген

В ходе проведенных исследований доказано, что вторичный доломит в битуминозных породах баженовской свиты является индикатором притоков нефти из скважин, вскрывших эти отложения. По характеру развития выявлено два вида вторичного доломита, каждый из которых определяет тектоническую позицию участка (территории), которому соответствует определенный интервал дебитов пробуренных там скважин.

Один вид минерала в форме мелкозернистой «сыпи» более или менее равномерно распределен в основной массе пород. Этот рассеянный доломит присутствует в небольшом количестве (до 10–15% площади шлифа) и появляется в битуминозных толщах, удаленных от разрывных нарушений. Он характерен для относительно пониженных территорий с мало-

среднедебитными скважинами 130, 138, 158, 600Р, 603Р, 611. Такие территории мы рассматриваем как зоны завершающей генерации и начинающейся аккумуляции УВ.

Другой, жильный доломит формирует наиболее крупные кристаллы, которыми залечиваются трещины, пустоты, а также слагаются гнезда. Он развивается в битуминозных толщах, разбитых разломами. Его содержание резко возрастает по сравнению с предыдущими зонами. Жильный доломит типичен для участка высокодебитной скважины 153, который приурочен к территории относительных поднятий. Такие территории необходимо относить к зонам преимущественного нефтегазонакопления бажено-абалакского комплекса.

Наши исследования показали, что в период тектонической перестройки на Красноленинском своде (и на Пальяновской площади в частности) господствовали пульсирующий стресс и сопряженный гидротермальный процесс, которые наиболее активно проявлялись на участках разрывных нарушений и затухали при удалении от них. Знакопеременные тангенциальные напряжения нами условно разделены на две стадии – раннюю и позднюю. Они существенно различались по своему характеру и роли в создании залежей в зонах преимущественной генерации УВ и зонах доминирующего нефтегазонакопления. При этом глубина залегания пород баженовской свиты никакой роли не играла (табл. 7).

Таблица 7

Глубина залегания баженовской свиты Красноленинского месторождения и дебиты скважин,

Показатель Номера скважин

601Р 611Р 603Р 600Р 130 138 158 153

Глубина, м 2375–

2401

Дебит Q,

т/сут

2325–

2354

0,0 > 1, 5 > 7, 0 > 9, 0 > 14,0 > 20, 0 > 20,0 > 80, 0

ее вскрывших

2355–

2375

2320–

2348

2460–

2493

2777–

2810

2900–

2908

2652–

2683

В зонах генерации УВ стресс практически не проявлялся или проявлялся очень слабо и не было заметных различий между ранней и поздней его стадиями. В этих зонах, как подчеркивалось, особый интерес вызывает рассеянный аутигенный доломит. Из сульфатов рассеянный доломит чаще всего ассоциирует с таким же распыленным по основной массе ангидритом. Оба минерала возникли за счет внутренних резервов породы in situ, и для этого им не требовалось поступления дополнительного вещества со стороны. Отсутствие вторичного доломита в микроводорослевой битуминозной альгинитовой и коллоальгинитовой баженовской толще сопряжено с отсутствием нефтепритоков из этих же отложений.

И наоборот, развитие в них рассеянного аутигенного доломита вызывает нефтепритоки.

На ранней стадии преобладало углекислотное и сернокислотное выщелачивание битуминозных и других пород баженовской свиты под действим циркулировавших гидротерм. При этом заметно улучшались коллекторские свойства пород. В последних, кроме того, возникала тектоническая трещиноватость, что также положительно сказывалось на их проницаемости. Горячие растворы были обогащены глубинными CO

−2

, Mg+2,

Na+, Ba+2. Сульфат-ион появлялся главным образом за счет окисления ОВ и нефти. Возникающие в это время УВ могли не только окисляться, но и рассеиваться под влиянием активных знакопеременных тангенциальных напряжений. Кислотное выщелачивание, приходящееся на раннюю стадию знакопеременных тангенциальных напряжений, сопровождалось главным образом каолинизацией.

На поздней стадии пульсирующего стресса активное выщелачивание сменялось преимущественным минералонакоплением. Оно приурочено к трещинам, зеркалам скольжения и иным наиболее проницаемым участкам. Жильный доломит, пришедший на смену рассеянного аналога зон нефтегенерации, ассоциирует с сульфатами (гипсом, тенардитом, баритом), которые вне разрывного нарушения практически не отмечались. Содержание гипса в скв. 153 по сравнению с рассеянным ангидритом удаленных от разломов скважин многократно (приблизительно на порядок) возрастает. Жильные минералы формируются в таком количестве, которое не может быть обеспечено внутренними ресурсами битуминозных пород. Необходимый привнос дополнительного минерального материала осуществлялся по разлому.

В полной мере это касается и УВ. Высокие дебиты скв. 153 предполагают большое содержание нефти в баженовских отложениях. Такое может быть достигнуто лишь за счет предварительного увеличения емкости коллектора и последующего поступления в него основной массы нефти по разлому со стороны. Улучшение ФЕС подтверждается не только возросшей трещиноватостью, но и широкомасштабным развитием гидротермальных сульфатов (тенардита, барита, гипса, ангидрита и др.), а также каолинита, т. е. минералов-индикаторов кислотно выщелоченных высокопродуктивных пород-коллекторов (баженитов).

Скв. 153 занимает самое высокое гипсометрическое положение среди всех проанализированных нами скважин и приурочена непосредственно к точке пересечения двух разрывных нарушений. Это создает уникальную тектоническую позицию месту локализации данной скважины на Пальяновской площади. На поздней стадии развития пульсирующего стресса, когда разлом начинал выполнять функцию природного насоса, осуществлялась миграция (перекачивание) УВ из относительно пониженных участков – зон нефтегазогенерации. Миграции углеводородов способствова-

ли АВПД нефтенасыщенных горизонтов, их возросшая проницаемость (в частности, тектоническая трещиноватость) и надежная изоляция толщ, которые подстилают и перекрывают баженовскую свиту. Перечисленные факторы вызвали отжатие нефти в положительную (приподнятую) структуру и обусловили максимальную продуктивность скв. 153.

Проведенные исследования показывают, что на ранней стадии тектонической активизации гидротермальные преобразования нижне-среднеюрских осадочных толщ Талинского и Красноленинского месторождений протекали по-разному. В первом случае имело место широкомасштабное кислотное выщелачивание пород шеркалинской свиты с выносом большого количества продуктов растворения (в первую очередь SiO2) за пределы Талинского месторождения, т. е. гидротермальная деятельность имела преимущественно мобилизационную направленность. В результате песчаники и гравелиты этого месторождения приобрели свойства суперколлекторов. Активный пульсирующий стресс отгонял нагретые воды, насыщенные продуктами разложения шеркалинской толщи по контакту фундамент – чехол на соседнюю Пальяновскую площадь (см. рис. 1), которая отличалась намного более спокойной тектонической обстановкой. Там кратковременный процесс разрушения неустойчивых терригенных обломков сменялся продолжительным накоплением минерального вещества. Растворенные компоненты выпадали из остывающих гидротерм и запечатывали (кольматировали) песчаники, алевро-песчаники и т. д. кварцем, халцедоном, опалом и другими минералами. В итоге коллекторы тюменской свиты на Пальяновской площади превратились во вторичные экраны. Следовательно, гидротермальная деятельность на Красноленинском месторождении носила аккумулирующую направленность. Выявленный диаметрально противоположный (мобилизационно-аккумулирующий) характер гидротермальных процессов сохранялся и на завершающем этапе активизации. Напомним, что перераспределение минерального вещества обеспечивалось единой флюидодинамической системой, которая объединяла терригенные толщи тюменской и шеркалинской свит (Москвин и др.,

2002).

На поздней стадии, когда на Талинском месторождении произошло заметное ослабление напряженно-деформированного состояния чехла, активное выщелачивание сменилось минералообразованием и поступлением в гидротермальную систему нефти. Учитывая, что баженовская и шеркалинская свиты в зонах разломов и оперяющей трещиноватости гидродинамически связаны друг с другом (Абдуллин, 1991; Матусевич и др., 2005, Радченко и др., 2009), можно утверждать, что нефть из баженовских отложений в это время была полностью или в значительной степени перекачана (перераспределена) в том числе и в суперколлекторы шеркалинской толщи природным тектоническим насосом. Напомним, что шеркалинская свита является основным продуктивным горизонтом Талинского

месторождения. Видимо, по этой причине нефть в баженовских толщах Талинского месторождения отсутствует.

На соседней Пальяновской площади, где тектоническая обстановка была намного спокойнее, сингенетичная нефть в основной своей массе оставалась в породах баженовской свиты. В значительной степени этому способствовали вторичный флюидоупор тюменской свиты и практически свежие породы доюрского складчатого основания, сохранение которых также было обязано относительной тектонической стабильности территории. Следовательно, два соседних месторождения Красноленинского выступа (Талинское и Красноленинское) слагают зону локального тектонического неравновесия, характеризующуюся прямо противоположной направленностью гидротермальной деятельности – мобилизационной и аккумулирующей соответственно. Здесь мы видим, что резко выраженное тектоническое неравновесие является отражением максимального проявления тектонической активизации определенного района Западно-Сибирской плиты. При этом только на Талинском (из числа рассматриваемых в статье объектов) месторождении диккит (стресс-минерал) встречается постоянно и в заметных количествах. На основании этого можно сделать важный вывод: показателем степени тектонического неравновесия необходимо считать контрастность содержания новообразованного диккита в отложениях сопоставляемых участков или месторождений рифтогенного осадочного бассейна. В нашем случае это Талинское и Красноленинское месторождения.

Таким образом, при оценке перспективности на нефть баженовской свиты и контактирующих с ней проницаемых пород необходимо брать в расчет новый выявленный фактор – фактор локального тектонического неравновесия. По мнению А. А. Трофимука, Н. В. Черского и В. П. Царёва (1983), переменные упругие деформации горных пород вызывают целую гамму физико-химических процессов, связанных с разрывом межатомных и межмолекулярных связей. Это провоцирует ускорение диффузии и увеличение фазовой проницаемости пород для воды и углеводородов в десятки раз, а также активизирует десорбцию УВ. Все эти явления в сотни и даже тысячи раз ускоряют первичную и латеральную миграцию, а также аккумуляцию УВ в высокомобильных областях земной коры по сравнению с тектонически пассивными территориями. Сказанное обусловлено динамичной циркуляцией глубинных растворов. Это достигается также прежде всего в зонах повышенной сейсмической активности, где наилучшим образом осуществляются подток в осадочный чехол высокотемпературных эндогенных флюидов и высвобождение петрогенной воды (Аникеев, Введенская, 1975; Кропоткин, Валяев, 1976; Коробов и др., 2015), питающей гидротермальные системы седиментационных бассейнов.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Сопряженные процессы формирования вторичных коллекторов, флюидоупоров и нефтегазообразования в условиях Западно-Сибирского погребённого континентального рифта носят циклический характер и были вызваны периодами тектоногидротермальной активизации. Последняя применительно к объектам наших исследований проистекала, по всей вероятности, в позднем мелу – раннем палеогене. При этом температуры и давления, отвечающие главной зоне нефтегазообразования, могли возникать на любых глубинах в геологически короткие отрезки времени.

Характерной особенностью тектонической активизации Красноленинского свода является возникновение на нем разноконтрастных по напряженно-динамическому состоянию пород участков, которые образуют зоны локального тектонического неравновесия. В пределах последних господствуют гидротермальные процессы диаметрально противоположной направленности – мобилизационной и аккумулирующей. Уровень интенсивности этих процессов контролируется степенью контрастности тектонического неравновесия.

Формирование вторичных экранов и суперколлекторов – два сопряженных во времени и взаимообусловленных процесса, в основе которых лежит перераспределение вещества. Оно вызвано фактором тектоногидротермального неравновесия природной системы. Источником минеральных компонентов, поступавших с горячими растворами, осаждавшихся и кольматировавших межзерновое пространство песчаников, алевропесчаников и т. д. тюменской свиты, являлись гравелиты и песчаники шеркалинской свиты, испытавшие интенсивное кислотное выщелачивание и эвакуацию вещества.

Гидротермальные процессы на Красноленинском месторождении – тектонически пассивном участке – носили аккумулирующую направленность. В отложениях тюменской свиты это нашло отражение в интенсивном окварцевании (окремнении), слабой альбитизации, парагонитизации, каолинизации, редкой сульфатизации и карбонатизации. Сказанное кардинально изменило ФЕС всех, особенно изначально наиболее проницаемых пород. Они приобрели V и VI классы коллектора по градации А. А. Ханина, т. е. фактически превратились в экраны. В силу этого на территории Красноленинского месторождения новообразованные флюидоупоры и неизмененные породы доюрского комплекса обусловили достаточно надежную изоляцию бажено-абалакского комплекса и сохранность (накопление) в них УВ.

<<< < Предыдущая 1 2 3 4 5 6 78 / 108 9 10 > Следующая >>>

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]