Теоретические основы и технологии поисков и разведки нефти и газа, 2013, №4

№4
2013

Главный редактор: Керимов В. Ю.
– д. г.-м. н., профессор, зав. кафедрой теоретических основ поисков и разведки 
нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Зам. главного редактора: Лобусев А. В.
– д. г.-м. н., профессор, декан факультета геологии и геофизики нефти и газа, 
зав. кафедрой промысловой геологии РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Члены редколлегии:

Гаврилов В. П.
– д. г.-м. н., профессор, зав. кафедрой геологии РГУ нефти и газа 
им. И.М. Губкина

Гридин В. А.
– д. г.-м. н., доцент, зав. кафедрой геологии нефти и газа Северо-Кавказского 
государственного технического университета

Гулиев И. С.
– д. г.-м. н., профессор, зам. директора по научной работе Института Геологии 
Национальной Академии Наук Азербайджана

Гурбанов В.Ш.
– д. г.-м. н., профессор, проректор Азербайджанской Государственной 
Нефтяной Академии

Дмитриевский А. Н.
– академик РАН, д. г.-м. н., профессор, директор Института проблем 
нефти и газа РАН и Минобразования РФ, зав. кафедрой моделирования 
месторождений углеводородного сырья РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Ермолкин В. И.
– д. г.-м. н., профессор кафедры теоретических основ поисков и разведки 
нефти и газа РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Карнаухов С. М.
– к. г.-м. н., советник директора филиала Gazprom International

Ковалев А.О.
– к. т. н., генеральный директор ОАО «Центр Наукоемких Технологий»

Котенев Ю. А.
– д. т. н., профессор, зав. кафедрой геологии и разведки нефтяных и газовых 
месторождений Уфимского государственного нефтяного технического 
университета

Мартынов В. Г.
– к. г.-м. н., д. э. н., профессор, ректор РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 
действительный член Международной Академии высшей школы

Мурадов А. В.
– д.т.н., профессор, проректор по научной работе РГУ нефти и газа 
им. И.М. Губкина

Шилов Г. Я.
– д. г.-м. н., профессор, зам. начальника отдела геологии и разработки морских 
месторождений ДОАО ЦКБН ОАО «Газпром»

Ответственный секретарь: Монакова А. С.
– ассистент кафедры теоретических основ поисков и разведки нефти и газа 
РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина

Редакционная коллегия:

АДРЕС РЕДАКЦИИ

Почтовый адрес: 119991, г. Москва, 
Ленинский проспект, 65, корпус 1, ком. 832 
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ 
УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ и ГАЗА
имени И.М. Губкина, кафедра теоретических 
основ поисков и разведки нефти и газа

Подготовка оригинал-макета: 
ООО «ИЗДАТЕЛЬСКИЙ ДОМ НЕДРА» 

Отпечатано в типографии
ИЗДАТЕЛЬСТВА ОАО «НЕФТЬ И ГАЗ»

Телефон: (8-499) 135-85-26
Сайт: http://www.gubkin.ru
e-mail: topr-journal@mail.ru

Свидетельство о регистрации СМИ
за № ПИФС 77-408509 от 13.02.2012 г.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

Содержание
№4

 4 В.Ю. Керимов, Р.Н. Мустаев, Е.Ю. Погорелова, Х.З. Мухтарова. МЕХАНИЗМ ОБРАЗОВАНИЯ 
РАЗРЫВНЫХ НАРУШЕНИЙ И ТРЕЩИН И ИХ РОЛЬ В ФОРМИРОВАНИИ СКОПЛЕНИЙ УВ

 13 Г.Я. Шилов, А.В. Бондарев, Е.И. Василенко. К ВОПРОСУ  ГЕНЕЗИСА ЗОН АНОМАЛЬНО 
ВЫСОКИХ ПОРОВЫХ И ПЛАСТОВЫХ ДАВЛЕНИЙ

 17 Б.А. Гаджиев, А.К. Аббасов. К ВОПРОСУ ПЕРСПЕКТИВЫ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ 
СРЕДНЕКУРИНСКОЙ ВПАДИНЫ

 22 Х.З. Мухтарова. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЯ НЕСТРУКТУРНЫХ 
ЛОВУШЕК В  ЮЖНО-КАСПИЙСКОЙ ВПАДИНЕ

 29 И.В. Орешкин, Е.В. Постнова, А.А. Пятаев. ОБОСНОВАНИЕ КРИТЕРИЕВ ПРОГНОЗА 
ФАЗОВОГО СОСТОЯНИЯ ПЛАСТОВЫХ УГЛЕВОДОРОДНЫХ СМЕСЕЙ

 34 А.А. Пятаев. ПРОГНОЗ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ ПАЛЕОЗОЙСКИХ ОТЛОЖЕНИЙ 
ЮГОЗАПАДНОЙ ЧАСТИ БУЗУЛУКСКОЙ ВПАДИНЫ (ДАЛЬНЕЕ 
САРАТОВСКОЕ ЗАВОЛЖЬЕ)

 41 Дуань Ифу, О.А. Шнип. ГАЗОВЫЕ ГИДРАТЫ В ЮЖНО-КИТАЙСКОМ МОРЕ

 44 З.В. Мгеладзе, Ю.К. Бахтадзе. ИННОВАЦИОННЫЕ ТЕХНОЛОГИИ XXIГО ВЕКА  ОСНОВА 
РАЗВИТИЯ НЕФТЕГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ ГРУЗИИ

 48 И.С. Каешков, Н.А Морозовский. ГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН 
В НИЗКОПРОНИЦАЕМЫХ КОЛЛЕКТОРАХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

 51 Д.А. Кожевников, К.В. Коваленко, И.С. Дешененков, А.Н. Петров. МОДЕЛИРОВАНИЕ 
НАСЫЩЕНИЯ В ПЕРЕХОДНОЙ ЗОНЕ КОЛЛЕКТОРОВ В КОНЦЕПЦИИ ЭФФЕКТИВНОГО 
ПОРОВОГО ПРОСТРАНСТВА

 57 Э.А. Мамедов, Э.С. Закиров. ДОИЗВЛЕЧЕНИЕ ОСТАТОЧНЫХ ЗАПАСОВ НЕФТИ И ГАЗА 
В ИСТОЩЕННЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ

 60 Сунь Бо. ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ УГЛЕВОДОРОДОВ 
В ОСАДОЧНЫХ ОТЛОЖЕНИЯХ ДЖУНГАРСКОГО БАССЕЙНА (КНР)

 63 МОНОГРАФИЯ «ГЕОФЛЮИДАЛЬНЫЕ ДАВЛЕНИЯ И ИХ РОЛЬ ПРИ ПОИСКАХ И РАЗВЕДКЕ 
МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА»

 66 РЕЗОЛЮЦИЯ 1х КУДРЯВЦЕВСКИХ ЧТЕНИЙ  ВСЕРОССИЙСКОЙ КОНФЕРЕНЦИИ 
ПО ГЛУБИННОМУ ГЕНЕЗИСУ НЕФТИ И ГАЗА 

 74 XX ГУБКИНСКИЕ ЧТЕНИЯ

 76 XV ПЛЕНУМ ЦЕНТРАЛЬНОГО ПРАВЛЕНИЯ НТО НГ ИМЕНИ АКАДЕМИКА И.М. ГУБКИНА

 78 МОДУЛЬНЫЕ КУРСЫ «МОДЕЛИРОВАНИЕ ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ И УГЛЕВОДОРОДНЫХ 
СИСТЕМ»

 80 ИНФОРМАЦИЯ ДЛЯ АВТОРОВ

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, 
ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ

ТЕХНОЛОГИИ ПРОГНОЗА, 
ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ

ТЕХНОЛОГИИ ОСВОЕНИЯ 
МЕСТОРОЖДЕНИЙ УВ

ИССЛЕДОВАНИЕ МОЛОДЫХ 
УЧЕНЫХАСПИРАНТОВ, 
МАГИСТРАНТОВ И СТУДЕНТОВ

ИНФОРМАЦИЯ

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

Content #4

 4 Vagif Y. Kerimov, Rustam N. Mustaev, Elena Y. Pogorelova, Khuraman Z. Mukhtarova. BUILDING 
MECHANISM OF FAULTS AND CRACKS AND THEIR INFLUENCE IN FORMATION 
OF HYDROCARBON ACCUMULATION

 13 Gennadiy. Ya. Shilov, Alexander V. Bondarev, Ekaterina I. Vasilenko. TO THE QUESTION 
OF GENESIS FOR THE ABNORMAL HIGH PORE AND BED PRESSURES

 17 B.A.Gadzhiev, A.K.Abbasov. TO A QUESTION OF PROSPECT OF OIL AND GAS CONTENT 
OF THE SREDNEKURINSKY DEPRESSION

 22 Khuraman Z. Mukhtarova. CLASSIFICATION AND CONDITIONS ARE FAVORABLE 
FOR THE FORMATION IN THE SOUTH CASPIAN BASIN

 29 I.V. Oreshkin, E.V. Postnova, A.A. Pyataev. SUBSTANTIATION OF PREDICTION CRITERION 
OF FORMATION HYDROCARBON MIXTURES PHASE STATE

 34 A.A. Pyataev. FORECAST OF OIL AND GAS OCCURRENCE OF PALEOZOIC SEDIMENTS 
OF SOUTHWESTERN BUZULUK BASIN

 41 Duan Ifu, Oleg A. Shnip. GAS HYDRATES IN THE SOUTH CHINA SEA

 44 Zurab V. Mgeladze, Yuri K. Bakhtadze. INNOVATE TECHNOLOGIES OF TWENTYFIRST CENTURY  
BASIS OF DEVELOPMENT OF OIL AND GAS INDUSTRY OF GEORGIA

 48 Ilya S. Kaeshkov, Nikita A. Morozovskiy. HYDRODYNAMIC RESEARCHES OF WELLS 
IN LOWPERMEABILITY COLLECTORS OF WESTERN SIBERIA

 51 Dmitry A. Kozhevnikov, Kazimir V. Kovalenko, Ivan S. Deshenenkov, Alexander N. Petrov. 
SATURATION MODELING IN THE RESERVOIRS TRANSITION ZONE IN THE CONCEPT 
OF EFFECTIVE PORE SPACE

 57 E.А. Mamedov, E.S. Zakirov. REEXTRACTION OF REMAINING RESERVES IN DEPLETED 
OIL AND GAS FIELDS

 60 Sun Bo. GEOLOGICAL CONDITIONS OF FORMATION OF HYDROCARBONS IN THE SEDIMENTS 
OF DZHUNGARIAN BASIN (CHINA)

 63 MONOGRAPH «GEO FLUIDAL PRESSURES AND THEIR ROLE IN THE PROSPECTING 
AND EXPLORATION WORKS OF OIL AND GAS FIELDS»

 66 RESOLUTION OF FIRST KUDRYAVTSEV READINGS  NATIONAL CONFERENCE ON THE DEEP 
GENESIS OF OIL AND GAS 

 74 XX GUBKIN READINGS

 76 XV PLENUM OF THE CENTRAL BOARD OF «SCIENTIFIC AND TECHNICAL SOCIETY OIL AND GAS 
INDUSTRY WORKERS NAMED BY ACADEMICIAN GUBKIN»

 78 MODULAR COURSES «MODELING OF SEDIMENTARY BASIN AND HYDROCARBONIC SYSTEMS»

 80 INFORMATION FOR AUTHORS

SCIENTIFIC BASIS OF FORECAST 
AND HYDROCARBONS 
EXPLORATION

FORECAST AND EXPLORATION’S 
TECHNOLOGIES 
OF HYDROCARBONS

TECHNOLOGIES OF THE OIL 
AND GAS FIELDS DEVELOPMENT

EXPLORING OF YOUNG 
SCIENTISTSPOSTGRADUATES, 
UNDERGRADUATES AND 
STUDENTS

INFORMATION

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ
4

Г

еомеханические процессы образования и развитие разрывных нарушений и трещин, их участие в формировании и размещении ловушек и залежей нефти и газа 
определяются, регулируются и контролируются факторами 
и механизмами, являющимися результатом тектогенеза. 
Тектоническое давление и избыточная нагрузка вызывают 
давление как на горную породу, образуя осадочное уплотнение, так и внутри нее, образуя давление флюидов. Внешняя 
нагрузка на породу балансируется частично скелетом горной 
породы и частично поровой водой. Давление горной породы 
и поровое давление уравновешивают избыточное давление. 
Многие геомеханические процессы формируются через избыточное, поровое и эффективное давление, образуя вместе 
общее давление горной породы. Избыточное давление – это 
давление поровое минус гидростатическое, которое является 
весом вышележащей чистой водной колонны (плюс независимый сдвиг глубины для корректировки нулевого уровня). 
Эффективное давление – это общее давление минус поровое. 
Градиенты избыточного давления вызывают поток поровой 
жидкости, который главным образом контролируется проницаемостью горной породы. Это способствует дальнейшему 
уплотнению горной породы с перемещением гранул. Горная 
порода становится более плотной, и ее внутреннее давление 
возрастает, в то время как избыточное давление обычно снижается.
Все основные эффекты механического уплотнения и образования избыточного давления могут быть смоделированы достаточно точно с помощью подхода Терцаги. Он основан на предположении, что частицы горной породы и вода 
не сжимаются, и что сжимаемость горной породы – это 
функция только вертикального эффективного давления, которое называется литостатическим давлением. Водный поток моделируется законом Дарси. Во внимание принимается 
сохранение всей массы. Должны быть определены подходящие условия для притока и оттока воды на границах модели. 
Существуют различные модели уплотнения по отношению 
к эффективному давлению. Главная характеристика – это логарифмическая зависимость эффективного давления от пористости. Соответствующее уплотнение, или функция объемной упругости, хорошо известны для широкого диапазона 
пористости для разных литотипов пород.
Исследование избыточного давления – двухэтапный 
процесс. Во-первых, физические параметры закона уплотнения должны быть локально упорядочены, с подходящим соотношением пористости и эффективного давления. 
Во-вторых, проницаемость соответствующих слоев, которые контролируют весь водный поток, должна быть скорректирована. Второй шаг является достаточно сложным 
и сполна решается моделированием длительного бокового 
водного потока. Кроме того, чисто механическое уплотнение, эффекты давления из-за цементации порового пространства, акватермальное расширение, минеральные 
трансформации – являются локально значимыми параметрами. Альтернативой расчета рельефа по законам уплотне
Механизм образования разрывных 
нарушений и трещин и их роль 
в формировании скоплений УВ

УДК 551.24:553.98

В.Ю. КЕРИМОВ – зав. каф. «Теоретические основы 
поисков и разведки нефти и газа» РГУ нефти и газа 
имени И.М. Губкина, профессор, д.г.-м.н.
Р.Н. МУСТАЕВ – ассистент каф. «Теоретические основы поисков и разведки нефти и газа» РГУ нефти и газа 
имени И.М. Губкина
Е.Ю. ПОГОРЕЛОВА – доцент каф. «Поиски и разведка 
нефтяных и газовых месторождений» Азербайджанской Государственной Нефтяной Академии, к.г.-м.н.
Х.З. МУХТАРОВА – доцент каф. «Поиски и разведка 
нефтяных и газовых месторождений» Азербайджанской Государственной Нефтяной Академии, к.г.-м.н.

В статье рассматриваются вопросы инновационной технологии – геомеханического моделирования – ведущей 
технологии в области геомеханики коллектора, позволяющей восстановить геометрию, рассчитать напряжения 
и количество деформаций как влияние на развитие осадочного бассейна.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: геомеханика, трещины, разломы, 
дизъюнктивные нарушения, давление, напряжение.

BUILDING MECHANISM OF FAULTS AND 
CRACKS AND THEIR INFLUENCE IN FORMATION 
OF HYDROCARBON ACCUMULATION

VAGIF Y. KERIMOV – head of department «Theoretical 
fundamentals of searching and exploration of oil and 
gas», RSU of oil and gas named after I.M. Gubkin, 
professor, Doctor of geological and mineralogical Sciences
RUSTAM N. MUSTAEV – teaching fellow of department 
«Theoretical fundamentals of searching and exploration 
of oil and gas» RSU of oil and gas named after I.M. Gubkin
ELENA Y. POGORELOVA – associate professor of 
department «Search and investigation of oil and gas 
fields» of the Azerbaijan State Oil Academy, Ph.D. 
of geology-mineralogical Sciences
KHURAMAN Z. MUKHTAROVA – associate professor 
of department «Search and investigation of oil and 
gas fields» of the Azerbaijan State Oil Academy, Ph.D. 
of geology-mineralogical Sciences

This article describes an analysis questions of empowering 
technology – geomechanics modeling – the leading 
technology for the geomechanics reservoir rock area, which 
allow for reconstruct geometry, calculate tensions and 
quantity of deformations as infl uence on development of the 
sedimentary basin.

KEY WORDS: geomechanics, cracks, faults, disjunctive faults, 
pressure, strain.

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

ния (продвижение событий по шагам) может быть импорт 
из чисто структурного анализа. Однако избыточное давление и эффективное давление моделируются в любом случае 
по сходным алгоритмам.
Разломы могут быть приблизительно рассчитаны по специальным объемным и граничным элементам. Главные механические свойства разломов – это их способность передавать 
и капиллярные давления внутри разломной глины, которые 
могут быть получены от измеренного или рассчитанного отношения этих показателей.
Таким образом, избыточная нагрузка и тектоническое 
давление, вызывая давление на горную породу, создают трещины и разломы.
Трещины – это один из видов нарушений сплошности слоев, которые образуются и развиваются в породах с микротрещинами. Большинство моделей трещин основаны на теории 
Гриффита, которая определяет хрупкое разрушение поверхности на основных диаграммах эффективных напряжений. 
Наиболее распространённый тип трещин – это разрушения 
при растяжении. Они формируются, когда тяговое усилие 
превышает предел прочности на разрыв T0. Следовательно, 
максимальное тяговое усилие равно минимальному основному эффективному напряжению σ'3 и условием для начала 
образования трещин является:

σ3 – р = Т0.

Предельное поровое давление образования трещин может быть изображено на графике давление – глубина, в котором показываются условия образования трещин с фиксированным давлением образования трещин по отношению 
к кривой глубины (рис. 1). Предел прочности на разрыв различается для каждого типа породы. Исследованиями Hilgers 
et al. (2006) было определено, что для песчаника T0 = 10 МПа. 
Для глинистого сланца величина значительно меньше. Следовательно, градиент давления гидравлического разрыва 

колеблется внутри последовательности глинистый сланец–
песок. Образование трещин увеличивает проницаемость 
горной породы и сбрасывает входное капиллярное давление, 
как описано при следующих отношениях.
Из рис. 1 видно, что максимальное напряжение почти 
равно литостатическому давлению, а минимальное напряжение принимается фиксированным разрывом литостатического давления (рис. 1, a). Разница между минимальным 
и максимальным эффективным напряжением увеличивается 
с глубиной (рис. 1, б).
Модель Гриффита определяет давление образования 
трещин, как это требуется при поровом давлении для начала образования трещин (рис. 1, в). Трещины появляются, 
когда поровое давление превышает давление образования 
трещин:



, 

,

где k и kf – проницаемость породы с трещинами и без, pc и pcf – 
входное капиллярное давление породы с трещинами и без, 
и λk и λc – параметры образования трещин. 
Трещины могут быть частично прокалены, когда чрезмерное давление снижается ниже минимума эффективного 
напряжения, так что напряжённость превращается в компрессию. Обычно это не нужно для того, чтобы снова превысить силу тяги, когда трещины вновь открыты, это означает, 
что поровое давление должно быть равно минимальному 
эффективному напряжению. В некоторых моделях используются упрощенные условия образования трещин, когда давление образования трещин равно минимальному значению 
основного напряжения. Тем не менее, включение множества 
характеристик требует эффекта гистерезиса с разными величинами давления образования трещин и проницаемости.
Разломы – нарушения сплошности пород с последующим 
изменением местоположения и появляются в большинстве 
осадочных бассейнов с большими вариациями по длине, тол
Рис. 1. Давление и напряжение по отношению к диаграмме 
глубины для модели трещин с гидростатическим давлением ph, 
поровым давлением p, давлением образования трещин pf, 
основным давлением массы σ1, σ2 и эффективным напряжением σ'1, σ'3

Глубина

Давление или напряжение

Разлом

ph
p
pf

Глубина

Давление или напряжение

ph
p

´

1

´

Глубина

Давление или напряжение

ph
pf

df

T0

1

а
б
в

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ
6

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

щине, ширине, содержимым заполнения трещин и другими 
параметрами. Они играют важную роль в образовании потока флюидов и давления. Разломы начинаются в консолидированных осадках из-за экстенциональных сил и сил сжатия, 
в основном появившихся в результате тектоники плит. Процесс образования разломов и их роста может быть описан 
и смоделирован с помощью кинематического подхода. Различают сбросы, взбросы, трансформные и сдвиговые разломы, 
хотя большинство разломов являются смешанными типами. 
Тип разлома зависит от условий напряжения в процессе образовании (рис. 2). Свойства разлома могут быть предопределены методом структурного или геомеханического анализа. 
Зоны разломов часто варьируют от нескольких метров 
до сотен километров. Местоположение и направление разломов геометрически можно описывать при помощи плоскостей разломов в 3D-моделях и линиях 2D-моделей. Линии 
разломов и плоскостей могут быть определены и закартированы путем изучения сопредельных и смежных элементов 
вдоль разломов лицевых клеток и краев в клеточных моделях, как изображено на рис. 3 и рис. 4. Плоскости разломов 
в 3D-моделях построены из линий разломов, которые обычно 
могут выявляться и трассироваться в результате интерпретации сейсмических и других материалов. 

Разломы могут выступать как первостепенные пути миграции (поток внутри разлома) или  барьеры на путях миграции углеводородов. Два относительных свойства потока – это 
проницаемость и входное капиллярное давление. Контуры 
разломов могут быть использованы для моделирования миграции нефти. Входное капиллярное давление может быть 
определено для клеток с бесконечно малым объемом, но проницаемость не может быть задана граничными элементами 
без объема. Это обеспечивает мгновенное течение для потока в разломе, которое принимается в некоторых моделях 
миграции нефти. Проницаемостью нельзя пренебречь для 
вычисления порового давления, если вещество, заполняющее разлом с низкой проницаемостью, вызывает контраст 
давления и пространственное разделение. Таким образом, 
включение проницаемости разлома для моделирования давления требует принятия во внимание объема разлома. Это 
особенно проблематично для очень низкой проницаемости 
разломов, которые должны быть постоянно связаны с ячейками модели.
Хорошим решением проблемы является представление 
локально уточненных элементов вокруг разломов (рис. 3, 4, 5), 
где реальная ширина разлома может приниматься во внимание. Пример вычисления давления с локально уточненными 

Рис. 2. Типы разломов в условиях разного напряжения: основное максимальное напряжение в вертикальном направлении 
обусловливает сбросы и взбросы (a); основное минимальное 
напряжение в вертикальном направлении обусловливает 
трансформные разломы (б); среднее основное напряжение в вертикальном направлении обусловливает сдвиги (в). 
Большинство разломов в природе имеют смешанный тип (г). 
Рисунок взят из Bahlburg и Breitkreuz (2004)

1 Вертикаль
СБРОС
ВЗБРОС
ТРАНСФОРМНЫЙ РАЗЛОМ

3 Вертикаль

СМЕШАННЫЙ ТИП

2 Вертикаль

Висячий бок
Подошва

СДВИГ

3

3

2

2

1

1
а

в
г

б

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

элементами вокруг разломов, при ширине разломов 10 м 
и проницаемости разломов – 10–6 мД показаны на рис. 5. Давление – это константа внутри полости песчаника и различных 
песчано-глинистых сланцев. Проницаемость разлома и капиллярное давление в основном определены составом полости. Незначительные разломы могут контролироваться как

нейтральные или смежные разломы без какого-либо влияния 
на флюидодинамику.
Состав заполняющих плоскость разрыва пород – это смесь 
пород всех слоев, которые обнаружены вдоль местоположения в течение образования разломов. Важным параметром 
состава является состав глины (Yielding et al., 1997, Fulljames 

Рис. 3. 2D-модель разлома – линия разлома 
в 2D-поперечном срезе

3750

3500

3250

3000

2750

2500

2250

2000

1750
15000
м

м

17500
20000
22500
25000
27500
30000
32500
35000

Рис. 4. Представление локально уточненных элементов вокруг разломов:
а – приблизительное 3D-изображение разлома с граничными элементами; б – вертикальный вид с горизонтальными элементами 
разлома; в – карта среза со следами разлома

а
б
в

0
1000

1000

2000

2000

3000

14.4 MPa

10.4 MPa

6.2 MPa

Overpressure
MPa
0

5

10

15

20

[m]
3000
4000

4000

5000

5000

6000

6000

7000

7000

8000

0
10
20
30
40
50
60
70
80
90 100 110 120 130 140

Depth [m]

Lithology

Shale sandy
Sand shaly
Dolomite
Silt shaly
Sand
Chalk
Marl
Shale sandy
Salt
Basement

Рис. 5. Пример сверхдавления с локально уточненными элементами вокруг разломов

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ
8

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

et al., 1996). Данные исследователи предлагают различные 
индикаторы, такие как фактор размытости глинистого сланца или отношение глинистых сланцев к плоскости разрыва 
(рис. 6). Все из них обращают внимание на сопоставление 
отложений между лежачим и висячим блоком пласта и зависят от расстояния или ширины разлома. Соотношение заполнения трещин глинистого сланца (SGR) – волюметрическое 
отношение более мелких, чем 100 нм, зерен к большим зернам, 
принимая то, что величина в настоящем местоположении является простым арифметическим средним числом всех материй, которые обнаружены с момента начала движения разлома. В этом подходе не учитывается то, что различные типы 
пород имеют разный уровень выработки в полость разлома. 
Преимуществом принципа SGR является то, что значения 
могут быть вычислены простым объемом осадка, смежного 
с разломом, для каждой точки разлома поверхности.
Yielding (2002) предлагает простые зависимости, чтобы 
конвертировать значения SGR к капиллярному давлению 
и проницаемости. Входное капиллярное давление контролирует высоту столба на непроводящих сбросах. Они могут быть 
конвертированы в настоящую водно-нефтяную систему на месте через величины межфазного натяжения композиционно 
зависимых нефтяных фаз. Капиллярное давление разлома 
(FCP) является, таким образом, входным капиллярным давлением для перемещений флюидов. Yielding нашел линейное 
увеличение значений FCP для SGR, больших чем порог SGR, 
с различными углами подъема, но минимальным значением 
SGR равным 18 % в большинстве образцов. Среднее значение 
для параметра k в следующем равенстве равно 50 МПа:

рс = k(SGR – 0,18).

Величина проницаемости контролирует поток в разломе. 
Очевидно, что свойства разлома (SGR, FCP) сильно изменяются в геологическом времени и их нужно определить или 

вычислить для нескольких временных периодов. Обычное 
упрощение – это введение специальных свойств разлома: 
идеально открытый (SGR < 18 %, FCP < 0,1 МПа) и идеально закрытый (SGR > 95 %, FCP > 50 МПа) для определения 
разломов как полностью открытый или закрытый, или через 
специальные FCP или SGR, как на рис. 7.
Образование складчатости и разрывных нарушений наряду с вышеуказанными геомеханическими факторами является функцией нескольких факторов, главными из которых 
являются характер сочетания в разрезе отдельного района 
компетентных и некомпетентных толщ, превалирующий 
в ходе его геологической истории знак тектонических движений, доминирующее направление приложения уплотняющей нагрузки и орогенно-стрессовых эффектов эффектов 
(Керимов В.Ю., Рачинский М.З., 2010). Теоретически наиболее вероятными представляются следующие варианты соотношений указанных переменных:
I) неперекрытая мощная глинистая толща, залегающая 
на компетентном основании, испытывает одноосно приложенную гравитационную нагрузку под действием собственного веса в процессе перманентного погружения – иммерсионная стадия тектогенеза;
II) та же толща – на инверсионной стадии при направлении уплотняющих усилий преимущественно снизу вверх 
под влиянием геотектонических эффектов – вертикальных 
подвижек основания;
III) глинистая толща на обеих стадиях геологического 
развития находится под дополнительным воздействием тангенциально направленных сил – боковых сжимающих моментов со стороны жесткого монолита;
IV, V, VI) глинистая формация залегает между компетентными толщами – обе стадии тектогенеза и все названные сочетания приложения уплотняющих усилий;
VII) глинистая формация залегает между компетентными толщами над активными как в иммерсионной, так и ин
РАЗЛОМ С НАЛОЖЕНИЕМ ПОРОД
РАЗЛОМ С ИСКРИВЛЕНИЕМ

ГЛИНИСТОСТЬ РАЗЛОМА (SGR)
ФАКТОР ГЛИНИСТОСТИ (SF)

Distance

Throw

z1

z2

SGR =
∑zi
throw

SF =
distm

zi
n
∑

Рис. 6. Определение 
свойств разлома согласно 
Yielding et al. (1997): 
a – смежный и заполненный разлом, б – определение фактора размытости 
глинистого сланца (SF) 
и отношение заполненного 
глинистого сланца (SGR)
а

б

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

версионной стадиях тектогенеза, глубинными разломами 
(рис. 8).
Реализация указанных моделей (см. рис. 8) в конкретной геологической обстановке предполагает доминирование в геотектонических процессах явлений релаксации кумулятивной энергии, сжатых в поровом пространстве глин, 
флюидов. Приложение внешних сил может играть в этих случаях в основном роль первичного импульса, вызывающего 
последующие эффекты за счет разрядки внутренней энергии 
некомпетентной толщи.
В рамках первой модели масштабы влияния гравитационных консолидационных процессов, обусловленных ими 
АВПоД в глинистых толщах и их пластичности на формирование складчатости относительно невелики и их результатом 
является в основном образование структур заполнения неровностей рельефа подстилающего компетентного комплекса 
с возможным некоторым смещением осей новообразованных 
прогибов в сторону жестких выступов. Примерами подобного рода могут служить центральная наиболее погруженная 
зона Южно-Каспийской впадины, где многокилометровая, 

преимущественно глинистая (95–98 %), кайнозойская формация почти согласно залегает на мезозойском субстрате, 
геосинклиналь Примексиканского бассейна, характеризующаяся достаточным совпадением структурных планов некомпетентного кайнозоя и компетентного мезозоя.
В условиях второй модели – на инверсионном этапе, сопровождающемся интенсивными вертикальными подвижками жесткого основания, консолидирующие усилия, фокусирующиеся главным образом снизу вверх, в глинистую толщу, 
по своей величине чаще всего значительно превышают противоположно векторальную гравитационную нагрузку, что 
приводит не только к формированию крупноамплитудных 
структур вдавливания (штамповых) в глинистом комплексе 
и развитию в нем тектонических нарушений, зон динамоморфической трещиноватости и т.п., но и к некоторому смещению 
планов складчатости – в особенности на участках развития 
наиболее водонасыщенных, пластичных глин, с кульминационными АВПоД гравитационной генерации. Реальная геологическая обстановка этой модели характерна, в частности, 
для ряда воздымающихся бортовых обрамлений межгорных 

Рис. 7. Капиллярное давление 
и значения SGR на плоскости 
разлома в 3D-модели

Fault
Entry Pressure (FCP)
Shale Gouge
Ratio (SGR)

0 MPa
3 MPa

12 MPa
35%
70%

0%

I
II
III
IV
V
VI
VII

МОДЕЛИ
ТИПОМОРФНЫЕ
РЕГИОНЫ

Центральная зона
Южно-Каспийской
впадины; геосинклиналь Примексиканского бассейна

Южно-Каспийская
впадина (СевероАпшеронская зона
поднятий – суша и
море); Паннонская
и Трансильванская
впадины; северная
зона Терско-Каспийского прогиба и др.

Внутренняя зона
Предкарпатского
прогиба; Керченский,
Таманский районы
Индоло-Кубанского
прогиба; кайнозойский этаж складчатого борта ТерскоКаспийского прогиба; Кобыстанский
район Южно-Каспийской впадины

Нижнекуринская и
Джейранкечмесская
депрессии, Западный
Апшерон (ЮжноКаспийская впадина);
Анастасиевско-Троицкая зона (ИндолоКубанский прогиб);
депрессия Минбу (Иравадийско-Андаманская
впадина); складчатость
о. Тринидад (Оринокский бассейн)

Араратская впадина
(Октемберянский,
Приереванский,
Арташатский
прогибы)

Северный Кобыстан
(Южно-Каспийская
впадина); Внутренняя
зона Предкарпатского
прогиба; Терская
и Сунженская зоны
Терско-Каспийского
прогиба; Калифорния,
Скалистые горы

Ленгебиз-Алятская
зона, междуречье
Куры и Иори (ЮжноКаспийская впадина)

1
2
3

Рис. 8. Принципиальные схемы (модели) формирования 
структурных форм: 
1 – некомпетентные породы; 2 – компетентные породы; 
3 – направление приложения нагрузки

НАУЧНЫЕ ОСНОВЫ ПРОГНОЗА, ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ УВ
10

ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ТЕХНОЛОГИИ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ НЕФТИ И ГАЗА • №4/2012 (4)

альпийских впадин и передовых прогибов как, например, 
Южно-Каспийская впадина, Паннонская и Трансильванская 
впадины, северная зона Терско-Каспийского прогиба и др.
Приложение бокового сжатия к условиям рассмотренных 
вариантов – третья модель – существенным образом усиливает дисгармоничность складчатости, способствует формированию покровно-шарьяжной тектоники – особенно при 
наличии твердого экрана с противоположной действующим 
силам стороны, приводит к заметному (в зависимости от интенсивности эффекта) скольжению пластичных глинистых 
масс по поверхности компетентного основания, их подвороту, а в отдельных случаях – и к опрокидыванию. Результатом 
влияния этого фактора является, как правило, резкое несовпадение структурных планов жесткого и пластичного комплексов, широкое развитие в последнем дизъюнктивной дислокации – в основном надвиговой природы, кливажа, «закрученного» напластования глин, образование тектонобрекчий 
и др. Классическими примерами здесь могут служить Внутренняя зона Предкарпатского прогиба, Керченский и Таманский районы Индоло-Кубанского прогиба, кайнозойский 
этаж геосинклинального борта Терско-Каспийского прогиба, 
Кобыстанский район Южно-Каспийской впадины, характеризующиеся всей совокупностью названных моментов.
Следующие три модели отвечают условиям формирования складчатости в обстановке залегания некомпетентного 
интервала между жесткими нижним и верхним (независимо от возможности его последующего размыва) экранами. 
На иммерсионном этапе геологической истории – четвертая 
модель – подобное соотношение обуславливает возникновение дополнительной поверхностной нагрузки на консолидируемую глинистую толщу, чем, с одной стороны, интенсифицируется процесс генерации в ней АВПоД и, как следствие, 
происходит возрастание ее пластичности, трансформируемой в подвижность, а с другой – обеспечивается возможность образования в верхнем структурном этаже (особенно в зонах развития предельно мобильных разностей глин) 
грабенообразных построек и складок (мульд) проседания, 
сопровождающихся дизъюнктивами. На ослабленных, частично денудированных участках верхнего компетентного 
интервала, наоборот, создаются благоприятные условия для 
формирования крипто- и диапировой складчатости, связанной с внедрением пластичных пород в покрывающие более 
жесткие комплексы, и грязевого вулканизма. Неравномерное, как правило, распределение мощностей верхнего компетентного комплекса приводит к дифференциации нагрузки 
на слаболитифицированную глинистую толщу, что вызывает 
в ней гравитационное сбросообразование и создает возможности для развития крипто- и диапировых форм. Примерами, 
иллюстрирующими это положение, могут служить Нижнекуринская и Джейранкечмесская депрессии, Западный Апшерон (Южно-Каспийская впадина), Анастасиевско-Троицкая 
зона (Индоло-Кубанский прогиб), депрессия Минбу (Иравадийско-Андаманская впадина), складчатость о. Тринидад 
(Оринокский бассейн) и др.
Геотектоническая инверсия, характеризующая обстановку пятой модели, существенным образом осложняет 
складчатость, приводит к формированию чешуеморфной 

структуры непосредственно под верхним жестким экраном, 
способствует «закручиванию» глин, опрокидыванию пачек 
аргиллитизированного материала, образованию зон тектонического дробления пород, появлению и развитию дислокаций смятия, разрывных нарушений и др. Важное значение 
приобретают здесь явления естественного гидроразрыва 
в глинистой толще, определяющие распространение трещиноватости, главным образом, в нижней ее контактной части, 
а также различного рода динамические эффекты, провоцирующие вертикальные, направленные вверх перемещения 
глинистых масс, вплоть до прорыва верхней компетентной 
осадочной серии. Представляется вероятным в этих условиях 
формирование в глинистой толще обращенной (трансформированной) складчатости, возникающей на участках преобразования прогибов основания в поднятия в ходе движения 
его отдельных блоков. Описанной картине соответствуют, 
в частности, некоторые районы Приараксинской депрессии 
(Араратская впадина – Октемберянский, Приереванский, Арташатский прогибы), где пластичная палеоген-миоценовая 
толща, залегающая на мобильном мезозойском основании, 
перекрыта сверху четвертичными вулканогенными-осадочными покровами; осевая зона юго-восточного погружения 
мегантиклинория Б. Кавказа и др.
Шестая модель, предполагающая участие боковых 
стрессов в складчатом процессе, реализуется на отдельных 
участках Центрального Кобыстана (Южно-Каспийская впадина), Внутренней зоны Предкарпатского прогиба, Терской 
и Сунженской зон Терско-Каспийского прогиба, Калифорнии, 
Скалистых Гор, характеризующихся максимальным развитием горизонтальных смещений глинистой толщи покровного 
плана, интенсивным структурообразованием, явлениями 
опрокидывания складок. Типичным для этих условий является также формирование крупных покровных надвигов 
с величинами горизонтального смещения массивов пород 
до десятков и даже первых сотен километров, причинно-сопряженных с нейтрализацией высоким давлением поровых 
вод гравитационной нагрузки покрывающей толщи и снижением трения в основании надвига при его перемещении. 
М. Хабберт и В. Руби вычислили размеры покровов, которые 
могут быть перемещены при определенном отношении давления поровых вод в основании покрова к нагрузке пород, 
слагающих покров. Сопутствующим эффектом здесь может 
явиться развитие открытой трещиноватости и разрывов дилатантной генерации, обусловленных изменением водонасыщенности и сопряженных с ней прочностных свойств пород 
в период приложения дополнительного бокового сжатия.
Весьма специфическая геологическая ситуация, отвечавшая условиям седьмой модели. В ее рамках активно функционирующие глубинные разломы в вышележащих пластичных глинистых толщах вызывают течение и скучивание породы, образуя линейно вытянутые гребневидные антиклинали. 
В верхних компетентных толщах по образовавшимся в них 
еще в иммерсионной стадии тектогенеза зонам разуплотнения в инверсионной стадии создаются сколовые деформации, по которым в условиях общего тангенциального сжатия 
под напряжением скучивающихся пластичных глин происходит автономное воздымание блоков и образуются линейные