Обоснование положения ВНК, ГВК

АСТЕНОСФЕРА

Земная кора и мантия это понятия геологические, вещественные; возникла, однако, необходимость выделения наряду с ними в верхней части твердой Земли, тектоносфере оболочек по их физическому, точнее реологическому состоянию. Такими оболочками являются литосфера и подстилающая ее астеносфера.

Литосфера, первоначально отождествлявшаяся с корой, на большей части Земли охватывает кору и верхнюю часть мантии. Она отличается упругими свойствами в верхней части и упруго-пластичными (вязкими) - в нижней. Это относительно хрупкая оболочка - в ней развиваются и сохраняются разрывы, к ней в основном приурочены очаги землетрясений. Но выделение литосферы имеет смысл лишь при ее противопоставлении астеносфере.

Астеносфера более пластичная, т. е. менее вязкая, оболочка Земли была первоначально выделена, вернее, предсказана, Дж. Баррелом (1916 г.) как оболочка, по отношению к которой осуществляется изостатическая компенсация. Понятие об изостазии, равновесном состоянии коры относительно мантии, возникло в середине XIX в., когда было обнаружено, что горные сооружения не создают, вопреки ожиданию, избыточного притяжения. Это заставило предположить (гипотеза Дж. Эри), что горы обладают корнями, погруженными в мантию. Денудация гор должна вести к поднятиям, возникновение дополнительной нагрузки на кору (ледники, вулканиты, осадки) - к прогибанию. Но этот процесс изостатического выравнивания осуществим лишь в том случае, если кора подстилается оболочкой, по своим свойствам близкой к жидкости, способной к перетеканию. Ею и могла быть астеносфера. Существование астеносферы было подтверждено лишь много позже, в 50-е годы (Б. Гутенберг), когда было обнаружено, что на некоторой глубине уже внутри мантии происходит либо замедление, либо даже снижение скорости прохождения сейсмических волн, вопреки нарастанию давления. Объясняется это влиянием еще более значительного нарастания температуры, благодаря которому некоторая часть вещества мантии (~1 %) переходит в расплавленное состояние (твердые зерна в жидкой пленке или капле жидкости).

В первое время после установления существования астеносферы представлялось, что ее свойства мало изменяются по латерали, а глубина залегания довольно постоянна - 50-60 км под океанами, 100-200 км под континентами. В дальнейшем оказалось, что действительная картина много сложнее. Выяснилось, что под рифтовыми зонами срединноокеанских хребтов кровля астеносферы местами залегает на глубине всего 2-3 км от поверхности дна, в частности под Восточно-Тихоокеанским поднятием. На периферии океанов глубина залегания астеносферы возрастает до 80-100 км, а под континентами она залегает еще глубже и в их центральных частях, под платформами и особенно щитами, она не «прощупывается» до глубин 150-200 км (рис. 1). Кроме сейсмологического метода обнаружения астеносферы - по уменьшению или хотя бы прекращению увеличения скорости распространения сейсмических колебаний с глубиной, стал использоваться предложенный А.Н. Тихоновым метод магнитотеллурического зондирования, в котором показателем существования астеносферы служит возрастание электропроводности, также связанное, очевидно, с переходом части мантийного материала в расплавленное состояние. Более косвенным сейсмологическим показателем достижения астеносферы служит предельная глубина распространения очагов землетрясения. Установлено, что в пределах сводовых частей молодых горных сооружений кровля астеносферы поднимается до глубин 20-25 км от поверхности. Это означает, что здесь, как и в осевых зонах срединноокеанских хребтов, кровля астеносферы пересекает границу кора - мантия и, таким образом, в этих высокоподвижных зонах объем литосферы оказывается меньше объема земной коры, в то время как в спокойных районах, занимающих преобладающую часть земной поверхности, литосфера охватывает не только кору, но и существенную часть мантии. Зоны резкого уменьшения мощности литосферы за счет подъема поверхности астеносферы совпадают с зонами антиизостатических восходящих движений, т. е. движений, направленных на дальнейшее нарушение, а не восстановление изостатического равновесия.

То обстоятельство, что в центральных частях континентальных платформ астеносфера не обнаруживается до глубины 200-250 км, породило сомнение в непрерывности ее распространения, т. е. в том, что она может рассматриваться как сплошная оболочка Земли. Некоторые геофизики считают, что правильнее говорить не об астеносфере, а об отдельных астенолинзах, выклинивающихся по простиранию. Этот вывод имел бы большое значение (негативное) по отношению к возможности крупных горизонтальных смещений континентальных блоков литосферы по поверхности астеносферы. Однако он вызывает серьезные сомнения. Астеносфера должна существовать везде, где осуществляется изостатическое равновесие, т. е. отсутствуют изостатические аномалии, в особенности под континентальными и океанскими платформами, включая, естественно, кристаллические щиты. Подтверждением этого служит факт изостатической уравновешенности ледниковых щитов Антарктиды и Гренландии благодаря прогибанию земной коры под ними, а также быстрого подъема (всплывания) Балтийского и Канадского щитов после снятия ледовой нагрузки. Причина кажущегося отсутствия астеносферы под щитами заключается, очевидно, во-первых, в ее залегании местами глубже 200-250 км и, во-вторых, в увеличении здесь ее вязкости против характерной для океанов и орогенов и, следовательно, большей трудности обнаружения существующими методами. Как считает Е. В. Артюшков, вязкость астеносферы может изменяться в пределах 1016-1019 Па·с, т. е. на целых три порядка.

Вязкость, глубина залегания и мощность астеносферы это в основном функция величины теплового потока. Чем больше глубина залегания астеносферы, тем больше мощность литосферы (см. рис. 1). На участках, где геофизическими методами установлено особенно высокое залегание астеносферы, в действительности, возможно, имеет место появление над ее основной поверхностью отдельных астенолинз. Существование таких астенолинз доказано в коре ряда горных сооружений по присутствию волноводов, наиболее частому в подошве гранитно-гнейсового слоя коры.

Подошва астеносферы, возможно состоящей из отдельных слоев, может опускаться до глубин порядка 400 км, т. е. до границы собственно верхней мантии и слоя Голицына, иногда называемого мезосферой.

В соответствии с моделью строения мантии предложенной Ю.М. Пущаровским, в ней, как уже указывалось, выделяется не три, а шесть подразделений: верхняя мантия, состоящая из верхней и нижней частей, зона раздела 1, средняя мантия, зона раздела II и нижняя мантия. Меняются и границы, определяющие кровлю и подошву выделенных оболочек (

Верхняя мантия расположена между подошвой земной коры (поверхность М) и границей раздела на глубине 670 км. На глубине 410 км верхняя мантия, согласно представлениям Ю.М. Пущаровского, разделена на верхнюю и нижнюю части. Верхняя часть в традиционных моделях мантии соответствует всему объему верхней мантии. В свою очередь она состоит из двух основных слоев. Верхний слой (субстрат по Е. Люстиху) совместно с земной корой образует литосферу. Эта жесткая оболочка, характеризующаяся высокой прочностью и упругими свойствами, залегает на ослабленном, пластичном астеносферном слое. Надастеносферный слой мантии имеет преимущественно перидотит-эклогитовый состав, плотность до 3,3 г/м3и скорости распространения сейсмических волн 7,9 - 8,4 км/с. В связи с этим его иногда называют перидотитовым слоем (рис. 3).

Подошва литосферы определяется положением температурной поверхности солидуса мантийного вещества (порядка 1300 ºС). Под материками подошва литосферы залегает на глубинах от 150-200 км под молодыми платформами, до 250-350 км под щитами древних платформ, тогда как под океанами от 7-10 км под гребнями срединно-океанических хребтов до 30-90 км под абиссальными участками дна.

Такое существенное различие в мощностях континентальной и океанической литосферы объясняется более древним возрастом первой. Литосфера расположена на астеносфере - важнейшей оболочке верхней мантии. На существование последней было указано американским геологом Дж. Баррелом - еще в 1914 г. В 1926 г. Б. Гутенберг отметил первые ее геофизические признаки в виде снижения скорости распространения упругих волн. Судя по скорости восстановления изостатического равновесия Скандинавского полуострова, нарушенного образованием покровного ледника в четвертичный ледниковый период, вязкость вещества астеносферы составляет порядка 1020-5·1020 П (пуаз), что на 2-3 порядка ниже, чем в выше- и нижележащих областях мантии (для сравнения, вязкость воды составляет 10-2 П, асфальта - 1010-1012 П, стекла - 1013 П, стали - 1018-1020 П).

Положение кровли и подошвы астеносферы будет определяться пересечением кривой изменений температуры мантии с кривой изменения температуры солидуса мантийнoгo вещества (рис.4). В пределах астеносферы происходит частичное (от 1 до 10 %, по А. Рингвуду) плавление базальтовых составляющих. Базальтовые жидкости заполняют межгранулярные пространства между более тугоплавкими кристаллами перидотита, образующими упругий каркас ослабленного слоя. О частичном расплавлении вещества астеносферы свидетельствует резкое возрастание в ее пределах электропроводности, получаемое по данным магнитотеллурического зондирования.

Экспериментальные исследования показывают, что при частичном плавлении ультраосновных пород при давлении 103 МПа первые порции базальтового расплава возникают в местах тройных сочленений зерен породы и образуют взаимосвязанную систему каналов при сохранении скелета (матрицы) породы. На этом основании А.В. Каракин и Л.И. Лобковский выдвигают и расчетами обосновывают положение о слоистой структуре астеносферы. По их данным, мощность двухфазового слоя с сообщающимися порами не может превышать некоторой предельной величины, при достижении которой у кровли слоя происходит гидроразрыв скелета породы поровым давлением каверн, заполненных расплавом. Выше поверхности гидроразрыва могут существовать лишь изолированные магматические камеры в однофазной среде. Еще выше может вновь появиться слой двухфазной среды с сообщающимися порами и т.д. Таким образом, астеносфера может иметь слоистое строение с чередованием двухфазных и квазиоднофазных слоев. В двухфазных слоях может происходить вертикальная фильтрация магмы. В кровле слоев расплав локализуется в каверны, соединяющиеся в систему горизонтальных каналов. Допускается существенно горизонтальная миграция магмы. При этом она может скапливаться в зонах глубинных разломов, в случае если они проникают в астеносферу и создают в ее пределах области пониженного давления. Таким механизмом можно объяснить, в частности, образование вулканических очагов, питающихся из астеносферы.

Идея слоистого строения астеносферы находит подтверждение в сейсмических материалах. Так, в переходной зоне Азиатского материка к Тихому океану, по данным Р.З. Тараканова и Н.В. Левого, выделяются четыре обособленных астеносферных слоя на глубинах 65-90, 120-160, 230-300 и 370-430 км.

В последние годы были получены дополнительные доказательства слоистого строения астеносферы. Изучение сейсмических явлений при подземных ядерных взрывах, проведенных в российском Центре ГЕОН, показало, что в верхней мантии территории России (районы Западной и Центральной Сибири) фиксируется, по крайней мере, три слоя с пониженной скоростью сейсмических волн на глубинах 75-115 км, 140-170 км и 200-260 км (рис. 5). Ученые Центра (А.В. Егоркин и др.) объясняют это явление химической зональностью верхней мантии. По их мнению, слои с пониженной скоростью сложены пиролитом (т.е. исходным веществом мантии), а слои с повышенной скоростью - тугоплавкими компонентами (дунит, перидотит), которые выделялись в результате частичного плавления пиролита. В первом случае Vр = 8,02-8,23 км/с, во втором - 8,34-8,60 км/с.

Доказательная картина наличия латеральных неоднородностей и внутренней расслоенности верхней мантии быта получена глубинным сейсмическим зондированием на сверхдлинных геотраверсах через Северную Европу (рис. 6). На приводимом рисунке четко выделяются три астеносферных слоя с пониженной скоростью сейсмических волн. Принципиально сходная картина установлена также в верхних 150 км мантии на северо-западе Тихого океана.

Приведенные факты позволяют считать реальностью идею слоистого строения астеносферы, хотя причины этого явления окончательно еще не понятны.

Наиболее отчетливо астеносферный слой выделяется в горноскладчатых областях и в районах островных дуг; на платформах, в особенности под щитами, он выделяется нечетко.

По мнению И.П. Косминской, четкость сейсмического проявления астеносферы определяется ее насыщенностью областями пониженных скоростей, которые не представляют собой непрерывных слоев, а образуют линзовидные прерывистые тела.

2. Влияние астеносферы на явление изостазии

Все крупные поверхностные структуры Земли (горные сооружения, океанские впадины и т.п.) почти идеально изостатически скомпенсированы. Если бы это условие не выполнялось, то, во-первых, реальная фигура Земли (геоид) существенно отличалась бы от теоретической модели (референц-эллипсоида), и, во-вторых, на поверхности Земли наблюдались бы интенсивные региональные гравитационные аномалии, отражающие избыток или дефицит масс поверхностных структур.

Строго говоря, почти идеальная изостатическая компенсация крупных структур земной поверхности означает, что они в незначительной степени все же отклоняются от состояния полного архимедова равновесия, но стремятся к нему. Это стремление проявляется прежде всего как реакция на внешнюю (поверхностную) нагрузку. Крупные участки земной поверхности погружаются, если их вес увеличивается (например, за счет накопления осадков), и воздымаются, если их вес уменьшается (например, за счет таяния ледников). Восстановление изостатического равновесия происходит по геологическим меркам чрезвычайно быстро - за первые десятки тысяч лет. Поэтому для каждого интервала геологической истории (в том числе для современного) характерна почти идеальная изостатическая компенсация крупных поверхностных структур глубинными плотностными неоднородностями.

Феномен изостазии был бы невозможен, если бы в глубинах Земли не существовал глобально выраженный ослабленный слой (точнее, сферическая оболочка), ведущий себя в геологических масштабах времени как вязкая жидкость. Отсюда вытекает представление о наличии в верхней мантии Земли реологической границы, отделяющей вышележащую литосферу от подстилающей астеносферы.

С существованием астеносферы связывают явление изостазии, которое выражается в стремлении литосферы к равновесному состоянию. Существует два способа осуществления изостазии (рис. 7). Первый состоит в том, что горы обладают корнями, погруженными в мантию, и изостазия обеспечивается вариациями мощности земной коры (модель Дж. Эри). В этом случае нижняя поверхность коры обладает обратным рельефом по отношению к земной поверхности. Возникают так называемые «корни гор».

Модель Дж. Пратта дает другое объяснение изостазии: участки повышенного рельефа должны быть сложены менее плотными породами, а районы с пониженным рельефом - более плотными. Подошва земной коры должна иметь горизонтальный характер.

На самом деле уравновешенность континентов и океанов достигается сочетанием обоих механизмов. Гравиметрические исследования показывают, что в целом поверхность нашей планеты находится в состоянии, близком к равновесному. Астеносфера и является тем пластичным слоем, который выравнивает давления разновысотных и разноплотностных блоков литосферы. Примерно на глубине 100 км давление литосферы оказывается одинаковым вне зависимости от рельефа местности. Однако, по данным М.Е. Артемьева, имеется отклонение от этого правила. В частности, существенными изостатическими аномалиями обладают подвижные пояса земного шара, прежде всего, островные дуги и сопряженные с ними глубоководные желоба.

КАРТА ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ —графическое изображение уменьшенной в определенном масштабе горизонтальной проекции выходов на земную поверхность геологических образований. К. г. обычно строится на топографической карте соответствующего масштаба. По масштабу К.г. делятся на обзорные (мельче 1:1 000 000), мелко- (1:1 000 000 и 1:500 000), средне- (1:200 000 и 1:100 000) и крупномасштабные (1:50 000 и крупнее). Основным параметром К.г. является возраст геологических образований. Поэтому основой изображения на К.г. являются проекции линий пересечения изохронных поверхностей (поверхностей, ограничивающих стратиграфические подразделения или магматические и метаморфические тела) с земной поверхностью. Возраст осадочных и метаморфических образований обычно показывается цветом в соответствии с утвержденной Международным геологическим конгрессом шкалой и дублируется буквенными и цифровыми индексами. Цветами специальной шкалы отображается состав магматических образований, а буквенными и цифровыми индексами — их возраст и состав. Линейными знаками рисуются проекции пересечения плоскостей разрывных нарушений с земной поверхностью. На некоторых картах дополнительными знаками показываются элементы залегания геологических тел и разрывных нарушений, состав осадочных и метаморфических пород, реже изогипсы какой-либо поверхности и месторождения полезных ископаемых. Карты средне- и крупномасштабные, как правило, несут больше дополнительной специализированной нагрузки.

К.г. является основным документом, отражающим результаты изучения геологического строения региона на уровне земной поверхности. Вместе с тем она должна давать возможность прогнозировать поведение тех или иных геологических тел и на значительных глубинах.

КАРТА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ФОРМАЦИЙ— карта, на которой отображается пространственное положение геологических формаций. Составляется несколько типов К.г.ф.

1. К.г.ф., выраженных на современной земной поверхности. Основой для ее составления служат геологическая карта, а также данные по литологии, фациям свит и толщ, изученных в естественных обнажениях или мелких горных выработках.

2. Серия К.г.ф., составленных по последовательным интервалам геологического времени. Фактическим материалом для таких карт служат геологическая карта, естественные обнажения, скважины, горные выработки, геофизические данные, теоретические разработки, позволяющие восстановить на закрытых участках или участках размыва состав, мощность и взаимное расположение геологических формаций, и т.д. При выборе интервалов построения К.г.ф. учитываются степень изученности региона, масштаб картирования, состояние местной стратиграфической шкалы, переломные эпохи развития, положение известных или предполагаемых нефтегазоносных комплексов и т.д. Карты могут содержать дополнительно петрографические, петрохимические, палеогеографические или фациальные. характеристики, данные о стадийности и цикличности развития, о мощности или скорости накопления пород и т.д. Масштаб и детальность К.г.ф. определяет возможность отображения на ней формационных единиц различного порядка — от группы формаций до субформации.

3. К.г.ф., в которых формации сгруппированы по стадиям развития региона, и карты др. типов.

К.г.ф. являются важнейшими документами для реконструкции истории развития осадочных бассейнов, поднятий, впадин, складчатости, разломов, магматизма, для установления этапности, стадийности, цикличности их развития, а также для структурно-формационного и тектонического районирования и прогноза нефтегазоносности. Наиболее широко К.г.ф. используются при исследовании геосинклинально-складчатых и краевых систем.

КАРТА ГЕОМОРФОЛОГИЧЕСКАЯ — карта, отражающая основные черты современного земного рельефа. На общих К.г. показываются морфология, генезис и возраст рельефа. В зависимости от задач исследования К.г. могут быть соответствующим образом специализированы. Так, структурно-геоморфологические исследования при нефтегазопоисковых работах опираются на карты, где кроме возраста, морфологии и генезиса рельефа обычно отражаются различные морфографические признаки новейших тектонических движений. Общепринятой легенды К.г. не существует. Наиболее ярким изобразительным средством — цветом показывается, как правило, одна из трех названных выше главных характеристик рельефа.

КАРТА ГЕОТЕРМИЧЕСКАЯ — изображение на плоскости температурной обстановки недр того или иного участка Земли. Существуют следующие типы карт: а) изотерм — равных температур на заданной поверхности (глубине, абсолютной отметке, кровле, подошве горизонта и т. д.); б) термоизогипс — рельефа заданной изотермической поверхности; в) равных геотермических градиентов (ступеней) для определенного интервала глубин или для заданного геологического комплекса; г) геотермической зональности с выделенными по различным признакам геотермическими зонами; д) плотности теплового потока; е) тепловых свойств пород (теплопроводности, теплоемкости и др.).

КАРТА ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ — графическое изображение на плоскости (иногда приведенной к уровню Мирового океана) результатов геофизических исследований. По своему содержанию К.г. подразделяются на 5 типов.

1. Карты наблюденных физических полей — аномального магнитного поля, аномалий силы тяжести в различных редукциях, кажущегося электрического сопротивления и др. характеристик геоэлектрического поля. 2. Карты трансформированных физических полей — локальных и региональных аномалий, градиентов изменения параметров поля; карты геофизического районирования по интенсивности, знаку, формам, направлению аномалий, служащие для выделения и количественной интерпретации особенностей полей, имеющих значение при решении геологических задач. 3. Карты вычисленных и измеренных физических параметров изучаемых геологических тел — намагниченности, граничной и пластовой скорости, электрического сопротивления и проводимости и т.п.

4. Карты геолого-геофизические, отображающие результаты геологической интерпретации физических данных (структурные, петрофизические и пр.); карты прогноза литофаций, коллекторских свойств, зон развития неантиклинальных ловушек и т. д.

5. Карты служебные — расположения пунктов (профилей) геофизических наблюдений, качества материалов и т.д. Специальная нагрузка карт обычно изображается в виде изолиний значений геофизических параметров — изоаномал, изодинам, изохрон, изоом и т. д. В магниторазведке используются карты графиков rTа, где вдоль каждого профиля изображается в заданном масштабе график изменения параметра. В ряде случаев (обычно на картах районирования полей, физических параметров и на прогнозных картах) используются контурная и штриховая нагрузки. Типовыми характеристиками К.г. являются масштаб, определяемый плотностью сети наблюдений, и сечение изолиний, зависящее от точности определения параметров. Обычно сечение изолиний выбирают на уровне 2—3-кратной средней квадратической погрешности.

КАРТА СТРУКТУРНАЯ (карта изогипс) — графическое изображение в том или ином масштабе распределения по площади значений абсолютных отметок (параметр карты) какой-либо структурной поверхности (кровли или подошвы пласта, свиты, поверхности интрузивного тела, рифового массива и т.п.). К.с. обычно строится на топографической основе соответствующего масштаба. Основой графического изображения на К.с. являются изогипсы — линии равных абсолютных отметок. Кроме того, на К.с. условными знаками показываются линии пересечения структурной поверхности с поверхностями сбрасывателей разрывных нарушений, осевые линии складок и др. К.с. являются основными документами при прогнозе нефтегазоносности, подсчете запасов УВ и планировании поисковых, разведочных и эксплуатационных работ на нефть и газ.

КАРТА СХОЖДЕНИЯ (карта изохор) — графическое изображение в том или ином масштабе распределения по площади величины интервала (параметр карты) между двумя структурными поверхностями: верхней — опорной и нижней — картируемой. Основой изображения на К.с. являются изохоры — линии равных значений интервала. С помощью К.с. структурная карта опорной поверхности пересчитывается в структурную карту нижележащей слабо изученной поверхности. К.с. может быть построена по ограниченному числу точек, поскольку предполагается, что изменения интервала между двумя поверхностями менее контрастны, чем их структурный рельеф. К.с. используются для изучения глубинной структуры нефтегазоносных объектов.

КАРТА ТЕКТОНИЧЕСКАЯ — графическое изображение в том или ином масштабе распределения по площади структур земной коры. К.т. строится на географической основе соответствующего масштаба. Одним из основных параметров К.т. является время (относительное, реже абсолютное) формирования тех или иных структур земной коры (возраст завершающей складчатости, время проявления магматизма разного типа, возраст метаморфизма, время возникновения блоков земной коры разного типа и т.д.). Другим основным параметром К.т. может быть тип структур, а также их иерархия. Основой изображения на К.т. являются линии границ блоков земной коры с различной внутренней структурой или разным временем формирования. В первом случае блоки различаются при помощи соответствующих условных знаков или частных структурных карт опорных поверхностей в пределах блоков; во втором — при помощи раскраски цветами стратиграфической шкалы.

Кроме того, на К.т. условными знаками показываются разнообразные дизъюнктивные нарушения, границы пликативных положительных и отрицательных структур разных рангов (антеклиз, синеклиз, сводов, прогибов, валов и т. д.), магматические тела различного возраста и генезиса, зоны метаморфизма и т.п. Масштаб и нагрузка К.т. определяются масштабами и целями исследований. К.т. является одним из основных обобщающих геологических документов. Она должна суммировать и отражать знания о статике, кинематике и динамике структур соответствующего участка земной коры, т.е. знания о современных формах структур, направленности их развития и о движущих силах этого развития. К.т. является важнейшим документом, используемым в прогнозе распределения полезных ископаемых, в частности залежей УВ.

КАРТА ФАЦИАЛЬНАЯ — графическое изображение в том или ином масштабе распределения по площади фаций (основной параметр карты), относящихся к определенному стратиграфическому интервалу. К.ф. строится на топографической основе соответствующего масштаба. Основой графического изображения на К.ф. являются линии, разграничивающие разные фации. Кроме того, определенными условными знаками показывается состав осадков (седифации), формировавшихся в границах тех или иных фаций, а цветом — обстановки осадконакопления. Масштаб и детальность К.ф. зависят от целей исследований. Составление К.ф. — один из важнейших этапов фациального анализа.

Обоснование положения ВНК, ГВК

В пластах с хорошими коллекторскими свойствами залежи обычно характеризуются резкой границей между нефтью (газом) и водой. Между тем даже для них между зонами предельного нефте(газо)-насыщения и водонасыщенной располагается переходная зона. В разрезе переходной зоны условно можно выделить три интервала, различающиеся по степени насыщения коллекторов нефтью или газом и соответственно по получаемой из них продукции в скважинах.

Размеры переходной зоны для контакта нефть-вода могут быть оценены по следующей формуле:

Нпз = DRк / g (rв - rн), где

Нпз – высота переходной зоны;

DRк – разность капиллярного давления на границах внешнего и внутреннего контуров переходной зоны;

g – ускорение свободного падения;

rв и rн – плотности нефти и воды.

При опробовании верхнего интервала, граничащего с зоной стабилизированного насыщения, получают притоки безводных нефти и газа. При опробовании среднего интервала разреза – притоки нефти и газа с водой, причем чем ближе к водонасыщенной зоне, тем больше воды в продукции скважины. Опробование нижнего интервала со значениями нефте(газо)-насыщенности меньше критических дает притоки пластовой воды. В переходных зонах ВНК или ГВК определяются по данным устанавливаемым опробованием скважин или с помощью гидродинамических приборов на кабеле.

Контакт нефть-вода, как правило, образует геометрически сложную поверхность, горизонтальную или наклонную. Для определения контуров залежей проводится условная плоскость, причем таким образом, чтобы она была средней по отношению к установленным контактам в отдельных скважинах. В условиях территорий, где величины переходной зоны не превышают 1-2 метров (например Волго-Урал), поверхность ВНК обычно принимается условно горизонтальной. Поверхность контакта газ-вода, в связи с большой разницей в плотностях флюидов, практически всегда близка к горизонтальной плоскости.

Для обоснования начального положения ВНК и ГВК и проведения границ залежей составляется схема опробования скважин и обоснования контактов. На схеме приводятся сведения о результатах опробования, результаты гидродинамических исследований и интерпретации ГИС (рис.10).

Рис.10. Схема обоснования абсолютной отметки горизонтального ВНК залежи

Интервалы: 1 – нефтенасыщенный, 2 – непроницаемый, 3 – перфорированный, 4 – водонасыщенный; 5 – с неясной оценкой по характеру насыщения коллектора; Н – дебит нефти; В – обводненность нефти в % или дебит воды в м3/сут.

Наиболее надежные результаты о характере насыщения пластов дает опробование в обсадной колонне (перфорация), опробование на приток в открытом стволе имеет меньшую достоверность.

Положение горизонтального ВНК принимается ниже нижнего интервала, в котором при опробовании получена чистая нефть и выше верхнего интервала, в котором получена чистая вода. При обосновании ВНК в интервалах между этими предельными отметками, контакт проводится с учетом данных ГИС (электрические методы). Результаты интерпретации ГИС в терригенных пластах значительно более надежны чем в карбонатных, так как для карбонатов характерны высокие удельные сопротивления, что существенно затрудняет интерпретацию ГИС. Установленные таким образом отметки контактов переносятся на карты поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей.

Внешним контуром нефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта. Внешний контур нефтеносности в плане ограничивает размеры залежи, коллекторы вне его пределов дают чистую воду.

Внутренним контуром нефтеносности (газоносности) называется пересечение ВНК (ГНК) с подошвой продуктивного пласта. Внутренний контур нефтеносности в плане ограничивает размеры чисто-нефтяной зоны ЧНЗ, вскрывшие коллектор скважины в его пределах дают нефть без воды.

Для нефтяной залежи площадь между внутренним и внешним контуром нефтеносности называется водонефтяной зоной ВНЗ, для газовой залежи – соответственно водогазовой зоной ВГЗ. При горизонтальном ВНК (или ГВК) внешний и внутренний контуры нефте(газо)-носности проводятся по изогипсам каждой карты, имеющим отметку контактов. Для массивной или пластовой водоплавающей залежей проводится только внешний контур на карте поверхности кровли пласта, так как внутренний контур отсутствует (отсутствие ЧНЗ).

В случае наклонного контакта предварительно составляется карта его поверхности. Затем она совмещается с картами поверхности кровли и подошвы коллекторов пластовых залежей или с картой поверхности кровли коллекторов для массивных (водоплавающих) залежей. Через точки с одинаковыми отметками на каждой паре обеих совмещенных карт проводятся внешние и внутренний контуры нефте(газо)-носности. После этого для пластовых залежей внутренний контур переносится на карту поверхности кровли коллекторов продуктивного пласта.

Площадь залежей контролируется внешним контуром нефте(газо)-носности, границами выклинивания пластов, литолого-фациального замещения коллекторов или тектоническими нарушениями. Основой для построения структурной карты по кровле пласта служат данные сейсморазведки (метод общей глубинной точки ОГТ), скорректированные данными пробуренных скважин. Границы выклинивания пластов и литолого-фациального замещения коллекторов проводятся на середине расстояния между скважинами, вскрывшими коллектор и плотные породы.

СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Стадия – это период процесса разработки, характеризующийся определенным закономерным изменением технологических и технико-экономических показателей. Под технологическими и технико-экономическими показателями процесса разработки залежи понимают текущую (среднегодовую) и суммарную (накопленную) добычу нефти, текущую и суммарную добычу жидкости (нефти и воды), обводненность добываемой жидкости nв (отношение текущей добычи воды к текущей добыче жидкости), текущий и накопленный водонефтяной фактор (отношение добычи воды к добыче нефти), текущую и накопленную закачку воды, компенсацию отбора закачкой (отношение закачанного объема к отобранному при пластовых условиях), коэффициент нефтеотдачи, число скважин (добывающих, нагнетательных), пластовое и забойное давления, текущий газовый фактор, средние дебит добывающих и приемистость нагнетательных скважин, себестоимость продукции, производительность труда, капитальные вложения, эксплуатационные расходы, приведенные затраты и др.

По динамике добычи нефти выделяют четыре стадии процесса разработки залежей пластового типа в гранулярных коллекторах при водонапорном режиме (рис. 3.24). Графики построены в зависимости от безразмерного времени, представляющего собой отношение накопленной добычи жидкости к балансовым запасам нефти.

Рис. 3.24. Типовая динамика темпа добычи нефти Тдн, жидкости Тдж и обводненности продукции nв при водонапорном режиме с выделением стадий разработки:

1 – освоение эксплуатационного объекта; 2 – поддержание высокого уровня добычи нефти;3 ‑ значительное снижение добычи нефти; 4 – завершающая

Первая стадия – освоение эксплуатационного объекта – характеризуется:

- интенсивным ростом добычи нефти до максимально заданного уровня (прирост составляет примерно 1 ¸ 2 % в год от балансовых запасов);

- быстрым увеличением действующего фонда скважин до 0,6 ¸ 0,8 от максимального;

- резким снижением пластового давления;

- небольшой обводненностью продукции nв (обводненность продукции достигает 3 ¸ 4 % при вязкости нефти не более 5 мПа·с и 35 % при повышенной вязкости);

- достигнутым текущим коэффициентом нефтеотдачи Кн (около 10%).

Продолжительность стадии зависит от промышленной ценности залежи и составляет 4 ¸ 5 лет, за окончание стадии принимается точка резкого перегиба кривой темпа добычи нефти Тдн (отношение среднегодового отбора нефти к балансовым ее запасам).

Вторая стадия – поддержание высокого уровня добычи нефти – характеризуется:

- более или менее стабильным высоким уровнем добычи нефти (максимальный темп добычи нефти находится в пределах 3 ¸ 17 %) в течение 3 ¸ 7 лет и более для месторождений с маловязкими нефтями и 1 ¸ 2 года – при повышенной вязкости;

- ростом числа скважин, как правило, до максимума за счет резервного фонда;

- нарастанием обводненности продукции nв (ежегодный рост обводненности составляет 2 ¸ 3% при малой вязкости нефти и 7% и более при повышенной вязкости, на конец стадии обводненность колеблется от нескольких до 65%);

- отключением небольшой части скважин из-за обводнения и переводом многих на механизированный способ добычи нефти;

- текущим коэффициентом нефтеотдачи h, составляющим к концу стадии 30 ¸ 50 %, а для месторождений с «пикой» добычи – 10 ¸ 15%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти – характеризуется:

- снижением добычи нефти (в среднем на 10 ¸ 20 % в год при маловязких нефтях и на 3 ¸ 10 % при нефтях повышенной вязкости);

- темпом отбора нефти на конец стадии 1 ¸ 2,5 %;

- уменьшением фонда скважин из-за отключения вследствие обводнения продукции, переводом практически всего фонда скважин на механизированный способ добычи;

- прогрессирующим обводнением продукции nв до 80 ¸ 85 % при среднем росте обводненности 7 ¸ 8 % в год, причем с большей интенсивностью для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- повышением текущих коэффициентов нефтеотдачи Кн на конец стадии до 50 ¸ 60 % для месторождений с вязкостью нефти не более 5 мПа·с и до 20 ¸ 30 % для месторождений с нефтями повышенной вязкости;

- суммарным отбором жидкости 0,5 ¸ 1 объема от балансовых запасов нефти.

Эта стадия наиболее трудная и сложная для всего процесса разработки, ее главная задача – замедление темпа снижения добычи нефти. Продолжительность стадии зависит от продолжительности предыдущих стадий и составляет 5 ¸ 10 и более лет. Определить границу между третьей и четвертой стадиями по изменению среднегодового темпа добычи нефти Тдн обычно трудно. Наиболее четко ее можно определить по точке перегиба кривой обводненности nв.

Совместно первую, вторую и третью стадии называют основным периодом разработки. За основной период отбирают из залежей 80 ¸ 90 % извлекаемых запасов нефти.

- Четвертая стадия - завершающая – характеризуется:

– малыми, медленно снижающимися темпами отбора нефти Тдн (в среднем около 1%);

- большими темпами отбора жидкости Тдж (водонефтяные факторы достигают 0,7 7 м3/м3);

- высокой медленно возрастающей обводненностью продукции (ежегодный рост составляет около 1%);

- более резким, чем на третьей стадии, уменьшением действующего фонда скважин из-за обводнения (фонд скважин составляет примерно 0,4 ¸ 0,7 от максимального, снижаясь иногда до 0,1);

- отбором за период стадии 10 ¸ 20% балансовых запасов нефти.

Продолжительность четвертой стадии сопоставима с длительностью всего предшествующего периода разработки залежи, составляет 15 ¸ 20 лет и более, определяется пределом экономической рентабельности, т. е. минимальным дебитом, при котором еще рентабельна эксплуатация скважин. Предел рентабельности обычно наступает при обводненности продукции примерно на 98%.

Дата добавления: 2015-12-21; просмотров: 18; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

Мы поможем в написании ваших работ!