CC BY
34
Рис.1. Месторождение Белый Тигр. Систематизация разломов фундамента по простиранию
и роза-диаграмма простирания разломов фундамента по данным интерпретации глубинного сейсмического куба 3Д (ЦГЭ, А.Г.Авербух, 2006).
Рис.2. Месторождение Белый Тигр. Розы-диаграммы простирания (а, в) и стереограмма плотности полюсов (г) для разломов фундамента по данным интерпретации глубинного сейсмического куба 30 (ЦГЭ, 2006); б - сводная роза-диаграмма простирания разломов фундамента и осадочного чехла для глубинного интервала 2,0-4,8 км по данным интерпретации сейсморазведки 30 (ЦГЭ, 2004).
Рис.5а. Месторождение Белый Тигр. Тектонофизическая и флюидодинамическая (векторная) интерпретация разломов фундамента и осадочного чехла
Рис.3. Месторождение Белый Тигр. Субмеридиональная (ССЗ 340-350°) зональность внутренней структуры (распределения петротипов пород) и телескопическая вложенность молодых интрузий (граниты и гранодиориты) в более древние интрузии (диориты) на уровне среза эрозионной поверхности кровли фундамента. Цветной штриховкой показаны восстановленные на уровне среза границы распространения первично ненарушенных (не эродированных) гранитных батолитов различного состава и возраста. В аксонометрии (справа) видно косое сечение между простиранием структуры (ССВ 20°) и интрузивных тел (ССЗ 340°), образующий угол скола (а < 45°).
А - рифтовый (сбросовый) тип НДС земной коры
В - сдвиговый тип НДС земной коры
Палеонапряжения (до среднемиоценовые деформации)
Б - надвиговый тип НДС земной коры Неонапряжения
(до среднемиоценовые деформации)
Рис.4. Месторождение Белый Тигр. Тектонофизическая интерпретация 3-х мерной кинематической модели разломов фундамента и реконструкции осей главных нормальных и касательных палеонапряжений для трех этапов и типов (А - рифтовое, Б - надвиговое и В - сдвиговое) НДС земной коры. Во врезках показаны эллипсоиды напряжений и положение трещин скола и отрыва в вертикальном сечении разреза.
Рис.5б. Месторождение Белый Тигр. Реконструкции осей главных нормальных и касательных напряжений для сдвигового типа НДС земной коры позднекайнозойского (плиоцен-четвертичного) этапа развития структуры и формирования залежей нефти.
как одного из элементов неоднородности гранитоидного массива, был использован коэффициент интенсивности трещинного вулканизма (а), равный отношению в разрезе скважины суммарных толщин даек (Нэф) к вскрытой толщине гранитоида (Н): а = Нэф/Н *100 м. На карте по величине а выделяется ряд участков максимальных значений коэффициента а, которые объединяются в единую зону, пересекающую массив с севера на юг (скв. 80, 88, 918, 914, 405, 409, 424) примерно под углом 45° к основной системе разломов. К этой же зоне приурочены и основные «окна», по которым происходит слияние верхней и нижней зон развития коллекторов в гра-нитоидном массиве. Высокие значения коэффициента а отмечаются также в районе скважин 415, 423, 409, 435, 430, 405, 914, 910, 918, 809, 88, 81, 80, 803, 813, 445. Участки интенсивного развития трещинного вулканизма хорошо согласуются с зонами максимальной продуктивности на месторождении. Распространяясь под углом ~45° к основным системам разломов, зона повышенных значений а практически контролируется системами второстепенных разломов, что указывает на различный возраст заложения картируемых сейсми-кой разломов. Очевидно, что основные разломы имеют более древнее заложение относительно второстепенных разломов, образование или обновление которых произошло в олигоценовое время и с которыми связаны процессы проявления
трещинного вулканизма [1].
Комментарий. Определения толщины даек по данным ГИС, не имея данных об углах пересечения их скважиной нельзя считать строгими. При вертикальном падении даек, пересечение их наклонными скважинами будет давать завышение значения толщин даек (Нэф) и тем большее, чем ближе проекция скважины к вертикальной.
Под понятием второстепенных разломов завуалированы выделяемые нами новейшие трещины отрыва и малоамплитудные разрывы растяжения (сбросы), связанные с сечением (плоскостью) максимальных и средних нормальных напряжений ст,ст2.
Образование (обновление) второстепенных разломов связывается с олигоце-ном, что на наш взгляд завышает возраст проявления трещинного вулканизма. Проявление трещинного вулканизма и образование лавовых покровов (внутрипласто-вых траппов) на поверхности фундамента и, главное, в разрезе терригенного олиго-цена, нужно скорее связывать с миоцен-плиоценовым этапом тектонической активности (завершающие фазы альпийского и неотектонического этапа) площади, а не со спокойным этапом прогибания и накопления отложений терригенного олигоцена и нижнего миоцена.
Независимо от этих комментариев, участки максимальных значений коэффициента а (коэффициент интенсивности
трещинного вулканизма - является мерой интенсивности растяжения и проницаемости земной коры на этапе формирования комплекса малых интрузий), объединяющиеся в единую зону и пересекающие грани-тоидный массив с севера на юг под углом ~45° к основной системе разломов, совпадают с картируемыми нами в осадочном чехле новейшими разломами ССЗ простирания. При сколовой природе основных разломов северо-северо-восточного простирания (ССВ 20-40°), угол ~45° равен углу скола и образует бис-сектрису острого угла для системы сопряженных сколов с субмеридиональной ориентировкой оси максимальных главных сжимающих напряжений (Рис.3,4).
О простирании осей напряжений.
По данным [2] азимутальная ориентация даек позволяет установить пространственное расположение осей главных нормальных напряжений и выделить области, запрещенные для положения осей ст, (наибольшее из растягивающих или наименьшее из сжимающих) и ст3 (наименьшее из растягивающих или максимальное из сжимающих)2. В пределах батолита МБТ базальтовые интрузии (дайки) были установлены по отрицательным значениям коэффициента отражений и подтверждены низкими амплитудами на кривых акустического каротажа, аномалиями естественной радиоактивности и плотности в скважинах вскрывших интрузии. В.В.Поспелову и ►
У авторов принята противоположная нашей индексация осей напряжений.
О.А.Шнип «... удалось трассировать пояс наиболее вероятной концентрации дайко-вого роя в направлении с северо-востока на юго-запад (20°...200°) вдоль основных разломов FI, II. По-видимому, в период окончательного формирования батолита как геологического тела именно в этом направлении наиболее активно проявились напряжения сжатия и следующие за ними периоды релаксации».
Комментарий. В вариантах интерпретации В.А.Кошляк [1] и В.В.Поспелова, О.А.Шнип [2], получены различные решения в отношении простирания дайкового пояса (трещинного вулканизма): ССЗ 340° и ССВ 20° соответственно, отличающегося на ~45°. Простирание ССВ 20° вдоль разломов фундамента ^1, II) связано с устойчивым во времени проявлением максимальных касательных напряжений, идентифицируется главными сдвигами по фундаменту и не может отвечать проницаемому сечению трещин отрыва, связанному с плоскостью максимальных и средних нормальных напряжений ст,ст2. В противоположность этому, сечение ССЗ 340°, связываемое [1] с простиранием дай-кового пояса и трещинного вулканизма, в пределах МБТ совпадает с проницаемым сечением мезозойского вулканизма (многоактное формирование плутонических тел различной основности), позднекайно-зойского базальтового вулканизма (формирование комплекса малых интрузий), гидротермальной деятельности (формирование разнотемпературного комплекса гидротермальных минеральных ассоциаций) и плиоцен-четвертичного нефтяного диа-пиризма (формирование залежей нефти). Длительное функционирование проницаемого сечения ССЗ 340° является следствием устойчивого положения (повторяемости) поля напряжений в пределах МБТ Петротипы и морфология интрузивного тела.
Для выяснения простирания проницаемых сечений в фундаменте МБТ важную информацию можно почерпнуть при правильной интерпретации карты распространения петротипов фундамента (Рис.3). Как известно, породы фундамента МБТ характеризуются значительной петрографической неоднородностью. Особенно большой пестротой отличается Северный блок, включающий граниты, гранодиориты, ада-меллиты, кварцевые монцодиориты, кварцевые диориты, и диориты. Центральный блок сложен преимущественно гранитами и в петрографическом отношении представляет собой достаточно однородное образование. Южный свод представлен гранитами, гранодиоритами и кварцевыми монцодиоритами (Арешев, Донг, Киреев, 1996; Гаврилов, 2001).
По результатам петрографического изучения в фундаменте МБТ выделяются три группы плутонических пород с преимущественным развитием: 1) гранитов; 2) гра-нодиоритов; 3) кварцевых амфибол-биотитовых монцодиоритов и диоритов (Рис.3). Распространение этих групп плутонических пород фундамента связывается соответственно с Центральным, Южным и Северным блоками МБТ.
По результатам радиологических определений и петрографического анализа в составе пород фундамента МБТ различают три разновозрастных интрузивных магматических комплекса: Хон-Хоай (триасовый возраст), Дин-Куан (юрский возраст) и Ка-На (меловой возраст). Комплекс Ка-На, представленный гранитами, слагает практически весь Центральный блок и лишь фрагментами Северный блок. Комплекс Дин-Куан, сложенный преимущественно гранодиоритами, распространен в западной части Северного блока, а комплекс Хон-Хоай, представленный кварцевыми амфибол-биотитовыми монцодиоритами и амфибол-биотитовыми диоритами, занимает восточную часть Северного блока. Примечательно, что распространение интрузивных комплексов совпадает с определенными полями развития различных групп пород согласно содержанию кремнезема - основного петрохимического классификационного параметра. Комплекс Ка-На совпадает с кислыми, комплекс Дин-Куан - с умеренно-кислыми и комплекс Хон-Хоай - со средними породами.
Комментарий. На фоне закономерностей возрастного и петрографического районирования пород фундамента, совершенно очевидно телескопическое строение и вложен-ность трех временных систем внедрения плутонических тел, имеющих различный возрастной и петрографический состав (Рис.3). С учетом глубины денудационного срезания наиболее приподнятой центральной апикальной части плутонического тела, в пределах Центрального блока вскрывается наиболее глубокий и молодой комплекс Ка-На (мелового возраста), погруженный и последовательно перекрытый на крыльевых и периклинальных погружениях выступа фундамента более древними комплексами Дин-Куан (юрского возраста) и Хон-Хоай (триасового возраста). Характеризуясь наименьшей температурой плавления, гранитовый комплекс Ка-На завершает плутоно-магматическую фазу функционирования мантийного очага. В кайнозое унаследованность в функционировании мантийного очага проявляется главным образом в гидротермальной деятельности, определившей характер строения и нефтенасыщения порово-тре-щинного пространства фундамента МБТ.
Учитывая существенное влияние глубины эрозионного среза на полноту и площадное распространение различных петротипов фундамента, видимая зональность является в значительной степени искаженной денудационными процессами и значительной амплитуды сдвиговыми деформациями. Даже в этих условиях, наблюдая всего лишь фрагмент батолита ог-раниченной площади, мы можем расшифровать зональность распространения различных петротипов фундамента. Во-первых, очевидна срезанность апикальной части батолита, связанной со сводовой частью Центрального и Северного блоков фундамента МБТ; во-вторых, видно трехслойное строение вскрытого эрозией и скважинами батолита и; в-третьих, зональность распространения различных петро-типов фундамента также указывает на
близмеридиональное (ССЗ) простирание длинной оси батолита, северное крыло которого срезано ССВ сдвигом и смещено за пределы площади работ 3D (Рис.3).
О соотношении величин коэффициента проницаемости.
Соотношение величин коэффициента проницаемости и, соответственно осей анизотропии проницаемости, вдоль горизонтальных осей в сечениях Х и Y без знания соотношения величин боковых давлений оценить невозможно. По Е.М.Сме-хову (1962) для анизотропного трещинного коллектора проницаемость вдоль и вкрест ортогонально ориентированных систем трещин может отличаться на порядок. А по данным У. Файф и др. (1981) при оживлении разломов вертикальная проницаемость разреза увеличивается на три порядка. При гидроразрыве пласта проницаемость трещин увеличивается на 10 порядков. Эти и другие факты требуют дифференцированного подхода при оценке проницаемости трещинных систем различной ориентировки. Таким образом, порядок величин коэффициента анизотропии проницаемости в различных сечениях может составлять от 1:10 до 1:1010.
По результатам гидропрослушивания скважин фундамента месторождения Белый Тигр (В.Ф.Штырлин, 2004), диапазон величин скоростей импульса составляет от 29,6 до 136,6 м/час. По этим замерам неоднородность пласта в разных направлениях может достигать 1:4,5 (по исследованиям 1993 года это отношение составляло 1:3).
Дополнительное косвенное представление о величине коэффициента анизотропии проницаемости трещинного коллектора дает отношение длинной (50,0 км) и короткой (12,5 км) осей депрессионных впадин проседания осадочного чехла, как деформационных структур растяжения над выступом фундамента. Значение 4,0 находится между 3,0 и 4,5 и дает независимую и близкую к реальной величину коэффициента проницаемости и анизотропии трещинного коллектора.
Прямое представление о величине коэффициента анизотропии проницаемости трещинного коллектора дает отношение длинной (35,0 км) и короткой (7,0 км) осей между крайними продуктивными скважинами (скв.90-7001 и скв.479-478), как соотношение длинной и короткой осей разведанной части залежи фундамента. Значение 5,0 близко к реальной величине коэффициента анизотропии проницаемости трещинного коллектора для Центрального блока, хотя представляется заниженным для северной и южной части в силу неразведанности месторождения. По совокупности этих данных можно утверждать, что коэффициент анизотропии проницаемости трещинного коллектора для фундамента месторождения Белый Тигр доказательно составляет величину 1:5 и предположительно может достигать величины 1:10. При этом величина коэффициента анизотропии проницаемости будет увеличиваться от центральной части месторождения (1:5) к его периклинальным частям от 1:7 для Северного блока до 1:12 для Южного блока. Результаты гидропрослушивания скважин ►
фундамента (В.Ф.Штырлин, 2004) подтверждают наши выводы и о простирании проницаемых систем трещин (ССЗ 340-350° - ЮЮВ 160-170°). Максимальная скорость гидродинамического импульса между возбуждающими и реагирующими скважинами составляет 136,6 м/час и отвечает паре скважин 405-406, азимут простирания между которыми ССЗ 340о - ЮЮВ 160о.
Таким образом, анализ фактических и опубликованных данных подтверждает наши представления и выводы по преобладающему простиранию проницаемых сечений трещинных систем для резервуара нефти в фундаменте месторождения Белый Тигр. Данные о простирании дайкового пояса месторождения Белый Тигр, закономерности возрастного и петрографического районирования пород фундамента и морфология интрузивного тела, локализация гидротермальной деятельности и залежи нефти на теле фундамента, свидетельствуют о длительном функционировании проницаемого сечения ССЗ 340°-ЮЮВ 160° вследствие устойчивого положения (повторяемости) регионального поля напряжений в пределах месторождения Белый Тигр. По совокупности данных можно предполагать, что коэффициент анизотропии проницаемости трещинного коллектора для фундамента МБТ доказательно составляет величину 1:5 и предположительно может достигать величины 1:10. При этом величина коэффициента анизотропии проницаемости может увеличиваться от центральной части месторождения (1:5) к его периклинальным частям от 1:7 для Северного блока и до 1:12 для Южного блока.
Заключение.
По результатам анализа трещинных систем и реконструкциям напряженно-деформированного состояния пород фундамента МБТ выполнен прогноз проницаемых сечений и решены частные вопросы изучения количественных параметров трещинных систем.
1. Восстановлено распределение осей для палеонапряжений и напряжений новейшего этапа формирования структуры и трещинных систем МБТ для рифтового, надвигового и сдвигового типов НДС земной коры.
2. Выполнена генетическая классификация трещин и разломов МБТ
3. Выполнена классификация по относительной раскрытости и характеру гидро-ди-намической связанности трещинных систем фундамента МБТ
4. Полученные результаты служат основой построения гидродинамической модели залежи нефти на основе полученных данных о неоднородности фильтрационных свойств трещинных коллекторов в фундаменте МБТ. ■
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:
1. Кошляк В.А. Гранитоидные коллекторы нефти и газа. - Уфа: Тау, 2002. - 256 с.
2. Поспелов В.В., Шнип О.А. О роли интрузий в реконструкции полей напряжений и разгрузки в кристаллическом фундаменте. - Тезисы докладов 2-й Международной конференции «Геодинамика нефтегазоносных бассейнов», том 2. M., 2004, с. 164-165.
3. Тимурзиев А.И. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа в низкопроницаемых коллекторах (на примере Южного Мангышлака) // Геология нефти и газа. 1985. №1 с.9-16.
4. Тимурзиев А.И. Обоснование структурно-геоморфологического метода прогноза локальных зон новейшего растяжения.
- Советская геология, №1, 1989, с.69-79.
5. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования фильтрационной неоднородности трещинных коллекторов на основе реконструкций напряженно-деформированного состояния земной коры по результатам интерпретации сейсморазведки 3D. - Доклады конференции к 75 летию ВНИГРИ. СПб, ВНИГРИ, 2004, с.128-139.
6. Тимурзиев А.И. Реконструкции напряженно-деформированного состояния горных пород по результатам интерпретации сейсморазведки 3D (на примере Еты-Пу-ровского месторождения) // Доклады VIII международной конференции. М. РГГРУ 2007. с. 355-358.
7. Тимурзиев А.И. Технология прогнозирования трещиноватости на основе трехмерной геомеханической и кинематической модели трещинного коллектора. Геофизика, №3, 2008.
8. Тимурзиев А.И. Кинематика и закономерности ориентировки разрывных нарушений и осей напряжений осадочных бассейнов Северного полушария. - Отечественная геология, 2009, №6, с.52-59
9. Тимурзиев А.И. Анализ трещинных систем осадочного чехла и фундамента месторождения Белый Тигр (Вьетнам).
- Экспозиция Нефть Газ.
ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ
ФУНДАМЕНТА ШАИМСКОГО НЕФТЕГАЗОНОСНОГО РАЙОНА
EVALUATION OF HYDROCARBON POTENTIAL BASEMENT OF THE SHAIMSKY OIL AND GAS REGION УДК 553.98.01
Н.М. МИХАЙЛЕЦ ведущий специалист отдела геологии ООО «НОВА технолоджиз» Москва
mikhaylets@n-tlg.com
N.M. MIKHAYLETS | senior geologist of NOVA technologies LLC | Moscow
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: Шаимский нефтегазоносный район, нефтегазоносность фундамента, кора выветривания KEYWORDS: фундамента, сланцы
The Shaimsky oil and gas region, hydrocarbon content of basement, residual soil of basement, shale
В статье рассмотрены особенности формирования и характеристика залежей углеводородов в породах фундамента на примере одного из месторождений Шаимского нефтегазоносного района. Описан механизм формирования скоплений нефти и газа в фундаменте, а также геологические факторы, способствующие образованию подобных скоплений в пределах Шаимского мегавала согласно описанному механизму.
In article describes the features of formation and characteristics of hydrocarbons deposits of the basement rocks of the Shaimsky oil and gas region. The mechanism of formation of oil and gas accumulations at the basement, and geological factors that contribute to the formation of such deposits at the Shaimsky region according described mechanism.
В настоящее время в Шаимском нефтегазоносном районе (НГР), расположенном в западной части Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в центральной части Приуральской нефтегазоносной области, большинство месторождений находится на поздней стадии разработки, характеризуются высокой степенью выработки запасов и обводненности добываемой продукции. В связи с этим остро стоит вопрос прироста запасов. Помимо юрских отложений, при проведении поисково-разведочных и дораз-ведочных работ с целью выявления новых залежей, следует особое внимание уделить доюрским образованиям.
Промышленные запасы нефти и растворенного газа обнаружены в доюрском комплексе более чем на десяти месторождениях Шаимского НГР: Трехозерном, Мулымьинском, Мортымья-Тетеревском, Убинском, Толумском, Даниловском, Севе-ро-Даниловском, Лемьинском, Тальниковом, Потанайском, Андреевском, Среднемулы-мьинском и др. Залежи установлены в верхней части доюрских пород, в зоне контакта коры выветривания фундамента с юрскими породами. Доюрские залежи выделены в единый нефтегазоносный комплекс с юрскими и отнесены к литологическому и структур-но-литологическому типам. Тип коллекторов кавернозно-порово-трещинный.
Характеристику и особенности формирования залежей углеводородов в отложениях доюрского комплекса рассмотрим на примере одного из вышеперечисленных месторождений, расположенного в юго-восточной части Шаимского НГР
Промышленная нефтегазоносность разреза на рассматриваемой и примыкающих территориях установлена в отложениях верхнеюрского возраста (пласт П - вогулкинская
толща абалакской свиты морского генезиса), среднеюрского возраста (пласт Т1 - континентальные отложения тюменской свиты) и коры выветривания (КВ) палеозойского фундамента.
Доюрские образования представлены в пределах месторождения породами палеозойского складчатого фундамента. По верхнепалеозойским образованиям и секущим их интрузивным породам развита кора выветривания. Наибольшая по толщине, вскрытая и охарактеризованная керном, часть разреза коры выветривания представлена сланцами, гравелито-конгломератовидными породами, состоящими из сланцевого, глауконитового и кварцевого материала, крепкосцементи-рованного карбонатно-глинистым цементом. Нефтенасыщенные породы представлены сильно метаморфизованными сланцами, состоящими, в основном, из кварца, известко-во-глинистыми каолинизированными сланцами, метаморфизованными песчаниками. Мощность вскрытых образований коры выветривания достигает 62 м.
Распространение залежей КВ имеет мозаичный характер и ограниченные по площади размеры. Залежи КВ приурочены к сводовым участкам структур, близким к границам зон выклинивания пласта П - основного подсчетного объекта на месторождении (рис. 1). Были выявлены 19 локальных участков пород КВ, насыщенных нефтью, вскрытых от 1 до 18 скважинами, в которых получены дебиты нефти до 144 т/сут. Коллекторы КВ на месторождении гидродинамически связаны с коллекторами вышеза-легающих пластов П и Тг
Изучение неоднородности образований КВ проводилось с использованием материалов ГИС 55 скважин (153 послойных определения).
Общая толщина образований КВ на месторождении изменяется по скважинам от 2.4 м до 62.0 м, при среднем значении параметра - 25.6 м. Эффективные толщины по скважинам варьируют в пределах от 0.6 м до 15.8 м, составляя в среднем - 5.1 м. Нефтенасыщенные - по скважинам изменяются о т 0.6 м до 15.4 м, составляя в среднем
- 4.8 м. Газонасыщенные толщины вскрыты 3 скважинами, изменяются по скважинам от 3 м до 5 м, при среднем значении параметра
- 3.7 м.
Количество проницаемых пропластков в разрезе скважин варьирует от 1 до 11, при среднем значении коэффициента расчлененности - 2.
Коллекторские свойства отложений изучены недостаточно, т.к. при поднятии керна на поверхность образцы слагающих пород разрушаются по присутствующим в них трещинам, что затрудняет определение филь-трационно-емкостных свойств, и характеризуются довольно низкими значениями. ФЕС пород по керну были определены только в одной скважине (2 определения), пористость изменяется от 13.8% до 15.6%, в среднем составляя 14.5%, проницаемость - от 1 мД до 11 мД, в среднем - 6 мД.
На месторождении нефть в пластовых условиях легкая, маловязкая, с давлением насыщения нефти значительно ниже пластового давления, что способствует ее более эффективному извлечению.
Анализ фактического материала, изучение работ ученых России и зарубежья позволили предложить следующий механизм формирования нефтегазовых скоплений в фундаменте.
Залежи нефти (газа) в трещиноватых породах фундамента образуются путем аккумуляции первичных пузырьков (капель) ►
Скв.4
И
СчяЛ
Лип*
| - непронниоеллые породы пласта П + +■ - кепронниаеллые породы фундоллеита
Рис. 1. Схематический разрез продуктивных отложений
нефти, произведенных нефтематеринской осадочной толщей, непосредственно примыкающей к фундаменту, под действием капиллярных сил [1,2].
В Шаимском НГР наблюдается ряд геологических факторов, благоприятствующих образованию нефтегазовых скоплений в породах фундамента согласно описанному механизму:
- гипсометрически доминирующее положение Шаимского мегавала в регионе;
- рифтогенный геодинамический режим развития региона, приведший к формированию выступов фундамента, разбитых
разломами на блоки, образованию зон трещиноватых разуплотненных пород; благоприятный состав пород фундамента для формирования вторичной гидротермальной пустотности; наличие в разрезе осадочных нефтегазо-образующих толщ (тюменская и абалак-ская свиты), за счет которых сформировались залежи углеводородов в юрских и доюрских отложениях; наличие регионального глинисто-аргил-литового флюидоупора юрского возраста, перекрывающего фундамент [2].
Согласно вышеизложенным факторам,
Шаимский НГР является высокоперспективным районом для поисков и разведки нефтегазовых залежей в образованиях фундамента. ■
ИСПОЛЬЗОВАННАЯ ЛИТЕРАТУРА:
1) Арье А.Г., Шустер В.Л. Возможный механизм формирования залежей нефти и газа в ловушках фундамента // «Геология нефти и газа». - 1998, №12. С. 34-37.
2) Шустер В.Л., Левянт В.Б., Элланский М.М. Нефтегазоносность фундамента (проблемы поиска и разведки месторождений углеводородов). - М.: Техника, 2003.
(Фп ТОРГОВО-ПРОМЫШЛЕННАЯ м :> ^ и й « ^^^НЬ ВЫСТАВОЧНОЕ
ПАЛАТА РЕГИОНА ЗАКАМЬ4' кш>' 1 ч£Дны Гр** ^КСПО-КАИА
ВОСЬМАЯ СПЕЦИАЛИЗИРОВАННАЯ ВЫСТАВКА Б РАМКАХ VI МЕЖДУНАРОДНОГО ПРОМЫШЛЕННОГО ФОРУМА
НЕФТЬ ГАЗ ХИМИЯ экология 2011
АЛ
РЕСПУБЛИКА ТАТАРСТАН НАБЕРЕЖНЫЕ ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР ЖПО-КАМА
О^ШНЦЩШ
А'ЙЙШ Ч Р6. ««М^Л*« ¿Я^Г» ГОМРИив РФ.
го 14. А поргяпг рт
Кги л:Г':>_м эохмлм И ^сгс>_м * прцвдьк расфсм РТ:
Имсгчялч трци »«(ХПШШ^ЦЩПГ 1ш<|ппц>РГ|^ х« С ЧПцк<■»«
[щщиклчщю Цалие-та ИмГпЬтгт^ Г а - г ^-гтл ■ н гитЕснинс [иглы
оргкомитет http://www.expokarna.ru
г. Набережные Челны, пр. Аатозааодний, район Фпрг Диалога, ВыС1автный цинги 'ЭКСПО-КАМА".
т#л Уфякс *т (35эг> 4Т-01-03. 47-01-tw. 47-01-0&. 47-01.07
e-mail: expofcama 1 @bk.nj
й
14 «КП014Д ЛЭТ t С* 4ЬМЛ>
ЭКСПО-ВОЛГА
организатор выставок с 1986 г.
САМАРА-2011
8-11 февраля
17-я международная специализированная выставка
эшчвша
• ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ ТЕХНОЛОГИИ И ОБОРУДОВАНИЕ
• ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ МАШИНЫ, ПРИБОРЫ И АППАРАТЫ
• УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ И ТЕПЛОСНАБЖАЮЩИХ СИСТЕМ
• СИСТЕМЫ ГАЗОСНАБЖЕНИЯ, ГАЗООБОРУДОВАНИЕ И ПРИБОРЫ
• ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЕ
чР i •Е£ ± т____. i ■ is ■ ■ И
Г J 7 г г ■ ■ h— т ■—Ji
f-' ■ В ■ t-- -
mw mimmidi
ГТ|ч№|Лы*л* ЛЕ>№ЧЛЫ|Ы>
С l»4f Of- №№
irfHEFTO-
A., "«¡rtj^ t Ji
ri Ti
[ЛПЩЩЯЛ <UmjPlii4imVUUJJI П1РГИГР
с) знерго^сперг RusCahle.RU Я> elec.ru
Злектроге*нини
rTHTPA.TtJUMl ИНПИ<Г1(1Т0«в1"
Выставочная компания «ЭКСПО-ВОЛГА» 443110 г, Самара, ул. Мичурина, 23а тел./факс: +7{846) 279-04-90, 270-34-11 E-mail: energy@expo-vo!ga.ru www.energysamara.ru
Pi
ЭЛКАМ-НЕФТЕМАШ www.elkam.ru
Россия, 614064, г Пермь, ул. Усольскзя, 15 тел./факс: +7 (342) 249-53-54 marketing@elkam.rLi
ЗАО «Элкам-нефтемаш» - на сегодняшний день является одним из крупнейших производителей и поставщиков скважинных штанговых насосов и другого погружного оборудования.
Сегодня ЗАО «ЭЛКАМ-нефтемаш» - это стабильное, современное предприятие с собственной производственной и научно-технической базой, оснащенной современным специализированным оборудованием и передовыми технологиями:
• Радиальной ковкой цилиндров на комплексе оборудования Австрийской фирмы GFM;
• Вакуумным ионно-плазменным азотированием (цилиндров);
• Хромирование;
• Напыление твердосплавными материалами плунжеров,
■ Глубокое сверление, расточка и хонингование цилиндров;
■ Высокоточная обточка-обкатка длинномерных штоков, валов, плунжеров.
Находятся в разных стадиях испытаний, а также ведутся научно-исследовательские и опытно-конструкторские работы по следующим темам:
• Технологический комплекс для одновременно-раздельной разработки нескольких эксплуатационных объектов (ОРРНЭО) по схемам ШГН-ШГН. ШГН-ЭЦН.
■ Освоение технологии и оборудования для од повременно-раздельной добычи нефти и закачки реагентов в призабойную зону пласта:
■ Мультифазные насосные станции замещения, в т.ч. с применением винтовых насосных установок компании РСМ (Франция);
■ Разработка принципиально новых конструкций скважинных насосов для добычи трудноизвлекаемых нефтей:
■ Разработка скважинных штанговых насосов для добычи нефти с высоким газовым фактором;
• Внедрение комплекса глубинного оборудования для скважин с двумя боковыми стволами.
ВАШИ ИДЕИ НАШИ РЕШЕНИЯ
