Геология и геохимия. Геология и геохимия нефти и газа. Прозорова. Учебное пособие по дисциплине Геология и геохимия нефти и газа
 Скачать 6.77 Mb.
|
2.8.7. Контроль знаний модуля 1_8КОНТРОЛЬНЫЕ ВОПРОСЫ Назовите локальные, региональные и глобальные категории скоплений УВ? Что называется залежью нефти (газа)? Назовите обязательные признаки месторождения УВ? Какие скопления УВ являются непосредственными объектами поисково-разведочных работ и разработки? По каким показателям классифицируются залежи нефти и газа? Что называется зоной нефтегазонакопления? Что называется внутренним и внешним контурами нефтеносности (газоносности)? Как располагается внешний контур нефтеносности относительно изогипс кровли продуктивного пласта при горизонтальном и наклонном положении водонефтяного контакта? Что такое газовая шапка? Что называется нефтяной оторочкой? В чём заключается принципиальное различие понятий «запасы» и «ресурсы» нефти и газа? Назовите классы и основные группы залежей нефти и газа в генетической классификации А.А. Бакирова. ТЕСТОВЫЕ ЗАДАНИЯ Обязательными признаками месторождения УВ являются следующие три: 1) гидродинамическая обособленность составляющих его залежей 2) полное или частичное перекрытие контуров залежей, составляющих месторождение 3) приуроченность залежей к единой локальной структуре или площади 3) наличие залежей с разным фазовым состоянием 4) наличие в разрезе локальной площади генетически и морфологически разнотипных залежей УВ 5) единство условий формирования залежей Непосредственными объектами поисково-разведочных работ на нефть и газ и объектами разработки являются: 1) залежи 2) месторождения 3) скопления 4) зоны нефтегазонакопления 5) нефтегазоносные комплексы 6) ловушки Что называется внешним контуром нефтеносности (газоносности) залежи? 1) проекция на горизонтальную плоскость линии пересечения ВНК (ГВК) с кровлей продуктивного пласта 2) поверхность разделяющая в ловушке нефть (газ) и воду 3) проекция на горизонтальную плоскость линии пересечения ВНК (ГВК) с подошвой продуктивного пласта Контур нефтеносности (газоносности) водоплавающих сводовых висячих залежей: 1) сечет изогипсы кровли продуктивного пласта 2) лежит параллельно изогипсам кровли продуктивного пласта 3) сечет изогипсы кровли и подошвы продуктивного пласта При наклонном положении водонефтянного контакта внешний контур нефтеносности: 1) сечет изогипсы кровли продуктивного пласта 2) лежит параллельно изогипсам кровли продуктивного пласта 3) сечет изогипсы кровли и подошвы продуктивного пласта В классификации залежей УВ А.А. Бакирова выделены следующие четыре генетических класса: 1) структурный 2) пластовый 3) рифогенный 4) массивный 5) литологический 6) стратиграфический 7) массивный В классификации залежей УВ А.А. Бакирова в группе залежей моноклинальных структур выделены следующие три подгруппы: 1) связанные с флексурами 2) приконтактные 3) тектонически экранированные 4) связанные со структурными носами 5) висячие 6) структурных выступов 7) стратиграфические 8) пластовые В классификации залежей УВ А.А. Бакирова в группе литологически экранированных залежей выделены следующие три подгруппы: 1) приуроченные к участкам выклинивания коллекторов 2) линзовидные 3) приуроченные к участкам замещения коллекторов непроницаемыми породами 4) шнурковые и рукавообразные 5) экранированные асфальтовыми битумами 6) баровые В классификации залежей УВ А.А. Бакирова в группе литологически ограниченных залежей выделены следующие три подгруппы: 1) приуроченные к участкам выклинивания коллекторов 2) приуроченные к песчаным образованиям русел палеорек (шнурковые, рукавообразные) 3) приуроченные к участкам замещения коллекторов непроницаемыми породами 4) приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям палеобаров 5) экранированные асфальтовыми битумами 6) линзовидные или гнездовидные В классификации залежей УВ А.А. Бакирова в группе стратиграфических залежей выделены следующие две подгруппы: 1) связанные с несогласиями на антиклинальных и моноклинальных структурах 2) связанные с песчаными образованиями русел палеорек 3) связанные с несогласиями на поверхности погребенных останцев палеорельефа (эрозионными выступами) и выступов кристаллического фундамента 4) приуроченные к прибрежно-песчаным валоподобным образованиям палебарам 5) связанные с биогенными выступами (рифовыми массивами) Литологически экранированные залежи имеют два принципиальных отличия от литологически ограниченных: 1) наличие заливообразной формы в плане 2) наличие полуоткрытой гидродинамической системы 3) ограничены со всех сторон флюидоупорами 4) наличие гидродинамически закрытой ловушки и природного резервуара 2.9. НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ И ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ СКОПЛЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ Цель изучения – получить знания о нефтегазогеологическом районировании как одной из основных и сложных теоретических и практических проблем нефтегазовой геологии, которая служит основой для оценки перспектив нефтегазоносности исследуемых регионов и выбора главных направлений нефтегазопоисковых работ, а также - об основных закономерностях размещения скоплений нефти и газа в земной коре, которые лежат в основе выбора главных направлений нефтегазопоисковых работ и методики их проведения. Задачи – изучить: цели и задачи нефтегазогеологического районирования; принципы и систематические единицы нефтегазогеологического районирования; принципы классификаций нефтегазоносных провинций и бассейнов; основные закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре. 2.9.1 Цели и основные задачи районирования Нефтегазогеологическое районирование (НГГР) – это разделение исследуемой территории на систему соподчиненных нефтегазоносных или возможно нефтегазоносных объектов разного ранга и тектонического строения, с разным составом слагающих формаций и характером нефтегазоносности. Нефтегазогеологическое районирование является одной из основных теоретических и практических проблем нефтегазовой геологии, поскольку служит основой для оценки перспектив нефтегазоносности исследуемых регионов и выбора главных направлений нефтегазопоисковых работ. Одновременно эта проблема является и наиболее сложной, поэтому среди исследователей нет единого подхода к её решению. Нефтегазогеологическое районирование следует проводить на двух уровнях: глобальном и региональном. В соответствии с ними ставятся разные цели и задачи и выделяются разные по масштабу таксономические единицы районирования. Объектами НГГР на глобальном уровне являются платформы, геосинклинальные и орогенные области, а на региональном уровне - значительные по размеру и осадочному выполнению структурные элементы надрегионального порядка, обладающие сходными чертами геологического строения и развития. Целями нефтегазогеологического районирования на глобальном уровне являются: 1) выявление общепланетарных связей формирования и размещения регионально нефтегазоносных территорий с крупнейшими геотектоническими элементами; 2) выявление геологических условий максимальной концентрации нефти и газа на Земле; 3) выбор и обоснование направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ, в первую очередь нетрадиционных в орогенных областях, с позиций новых геодинамических представлений об эволюции литосферы. Целями нефтегазогеологического районирования на региональном уровне являются: 1) создание модели нефтегазообразования и нефтегазонакопления изучаемого региона; 2) выбор и обоснование наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ; 3) повышение эффективности поисково-разведочных работ. Эффективность поисково-разведочных работ достигается за счёт использования наиболее рационального комплекса методов ведения работ на наиболее перспективных территориях (акваториях) и, в конечном счёте, определяется величиной прироста извлекаемых запасов нефти и газа на один метр проходки поисково-разведочного бурения. На разных этапах геологоразведочного процесса районирование решает различные задачи. В общем, они сводятся к трём следующим задачам: 1) установлению закономерных связей регионально нефтегазоносных территорий (акваторий), а также месторождений нефти и газа с различными типами структурных элементов земной коры и составляющими их формациями; 2) сравнительной дифференцированной оценке перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории (акватории); 3) выявлению зон нефтегазонакопления и в их пределах наиболее перспективных ловушек нефти и газа и аномалий типа «залежь». Объективность и детальность нефтегазогеологического районирования зависит от степени изученности территории и равноценного учёта всех критериев нефтегазоносности. При ведении геологоразведочных работ представления о геологическом строении изучаемого региона и характере его нефтегазоносности меняются. В соответствии с этим периодически производится нефтегазогеологическое районирование с целью его уточнения. 2.9.2 Принципы и систематические единицы нефтегазогеологического районирования Единого подхода к нефтегазогеологическому районированию нет. Его проводят с использованием двух принципов - тектонического и генетического. Тектонический принцип НГГР. При использовании этого принципа в качестве основного элемента районирования выделяют нефтегазоносные провинции (НГП), территории которых приурочены как к отрицательным, так и положительным структурным элементам земной коры, содержащим скопления нефти и газа. При этом положительные структурные элементы могут располагаться как внутри впадин, или осадочно-породных бассейнов (ОПБ), которым они подчинены и разделяют их на ряд прогибов, так и на периферии этих впадин. Сущность тектонического принципа нефтегазогеологического районирования заключатся в том, что в пределах исследуемой территории выделяются соподчинённые (разнопорядковые) структурные элементы, которые имеют индивидуальные особенности тектонического строения и истории геологического развития и, следовательно, имеют индивидуальные особенности регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления. В конечном счёте, учитывается, что пространственное распределение скоплений нефти и газа разных рангов контролируется структурным фактором, а иногда и структурно-литологическим. При использовании тектонического принципа районирования выделяются следующие региональные систематические единицы. Нефтегазоносные провинции – это крупные осадочно-породные бассейны различных геодинамических типов или ассоциации парагенетически связанных ОПБ с разделяющими их нефтегазоносными структурными элементами, которые на определённой стадии своего развития приобрели возможность генерировать и аккумулировать нефть и газ (Доценко В.В.; 2008). Существуют и другие определения этого понятия, например один из вариантов определения А.А. Бакирова (1987): «НГП – целостная геологическая провинция, сложенная совокупностью различных крупных геоструктурных элементов, характеризующихся общностью геологической истории формирования и развития, в том числе общностью стратиграфического диапазона региональной нефтегазоносности» Примерами НГП являются: Прикаспийская мегасинеклиза; Западно-Сибирская плита; Волго-Уральская мегантеклиза; Днепровско-Донецкий авлакоген (крупный внутриплатформенный рифт, выполненный большой толщей отложений) вместе с Припятским прогибом, которые разделёны седловиной; Предкарпатский предгорный прогиб. Нефтегазоносные провинции ограничиваются бесперспективными, малоперспективными или перспективными землями, а также могут граничить со смежно расположенными НГП. Нефтегазоносная область (НГО) – это часть нефтегазоносной провинции, которая связана с крупной тектонической структурой, элементы которой имеют общую историю геологического развития в течение всего времени формирования осадочного чехла и характеризуются общностью условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Среди НГО выделяются области бассейнового типа: синеклизы и авлакогены; синклинории, впадины, краевые прогибы, то есть области преимущественной генерации УВ и области межбассейнового типа: своды, мегавалы, то есть области преимущественной аккумуляции УВ. Примерами НГО являются: Саяно-Енисейский синеклиза; Днепровско-Донецкий авлакоген; Восточно-Кубанская впадина; Терско-Каспийский краевой прогиб; Татарский свод; Ставропольский свод; Восточно-Тиманский мегавал. Нефтегазоносный район (НГР) – это часть нефтегазоносной области, объединяющая зоны нефтегазонакопления, которые имеют общие нефтегазоносные комплексы, сходные генетические типы месторождений и фазовые состояния УВ. НГР выделяются по структурно-тектоническому или географическому признаку. Примерами НГР являются: Терско-Сунженский и Южно-Дагестанский НГР Терско-Каспийского предгорного прогиба. Если ОПБ с установленной нефтегазоносностью имеют небольшой объём осадочного чехла, слабую структурную дифференциацию и разделены достаточно обширными внебассейновыми пространствами, то при нефтегазогеологическом районировании они, в зависимости от масштаба, выделяются в ранге самостоятельных НГО или НГР, например: Ферганская НГО; Балтийская нефтеносная область; НГО Денвер; Трансильванский газоносный район. Большинство самостоятельных НГО и все самостоятельные НГР находятся в пределах подвижных поясов, что связано с высокой тектонической дифференциацией некоторых складчатых областей и соответственно небольшими площадями погруженных тектонических структур, небольшими объёмами осадочных пород и небольшими масштабами нефтегазоносности. Зона нефтегазонакопления (ЗНГН) – это ряд смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных к единой группе генетически связанных ловушек. Примерами являются Терская антиклинальная зона нефтегазонакопления; Хадыженская моноклинальная зона нефтенакопления (содержит 18 литологически экранированных рукавообразных месторождений нефти). Территории и акватории, в пределах которых нет известных месторождений нефти и газа, но имеются теоретические предпосылки для их выявления, в зависимости от ранга или размера их структурной основы называются перспективными НГП, НГО или ЗНГН. Генетический принцип. При использовании этого принципа выделяются нефтегазоносные бассейны (НГБ). Их выделение с особенностями нефтегазоносности основано на изучении истории геологического развития осадочных бассейнов (ОБ) и учёта их современной тектонической структуры. Осадочные бассейны это – области устойчивого и длительного тектонического прогибания земной коры, где накапливающиеся осадки литифицируются и существуют в виде крупной линзы ассоциаций осадочных пород. На этом основании Н.Б. Вассоевич предложил ОБ называть осадочно-породными бассейнами (ОПБ). Первоначальными границами ОПБ являются контуры бассейна седиментации. Затем, в результате тектонического развития они, как правило, сокращаются. Поэтому в зависимости от возраста ОПБ, интенсивности и направленности тектонических, в том числе новейших движений, они или их отдельные части, могут быть прямо выражены в современной структуре земной коры унаследовано развивающимися впадинами и прогибами, или могут быть представлены инверсионными поднятиями. Унаследованные тектонические структуры развиваются с начала формирования осадочного чехла в одном направлении, а инверсионные, или обращённые, структуры связаны с изменением знака вертикальных движений в процессе их развития. Осадочно-породные бассейны с установленной нефтегазоносностью относятся к категории нефтегазоносных. Неразведанные или недоразведанные ОПБ относятся к категории потенциально или возможно нефтегазоносных бассейнов. Существует много определений понятия НГБ. По О.К. Баженовой и др. (2004) под НГБ понимается область устойчивого и длительного погружения земной коры, в процессе которого формируется мощный комплекс осадочных пород, состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания которого обусловливают образование, накопление и сохранность в них промышленных скоплений нефти и газа. Таким образом, НГБ представляет собой систему, объединённую единством процессов генерации, аккумуляции и консервации нефти и газа. Однако данные процессы появляются в НГБ не равномерно и прерывисто. НГБ характеризуются следующими особенностями: 1) погруженные области, или впадины (ОПБ), с которыми связаны НГБ, выражены в современной структуре земной коры, при этом степень этой выраженности определяет современное распределение скоплений нефти и газа в бассейне; 2) погруженные области в целом или отдельные их части на неотектоническом этапе развития могли и могут в настоящее время испытывать восходящие тектонические движения; 3) НГБ может быть связан как с просто построенной синеклизой, так и с ОПБ, состоящим из ряда крупных внутренних прогибов и поднятий. При этом поднятия являются подчинёнными элементами НГБ и областями (зонами) преимущественной аккумуляции нефти и газа; 4) НГБ возникают и развиваются в пределах соответствующего гидрогеологического бассейна (ГГБ), однако не каждый ГГБ, так же как и ОПБ является нефтегазоносным; при этом в состав НГБ не включается область питания ГГБ. 5) НГБ имеют аконсервационную зону – это периферическая и приповерхностная часть разреза осадочного чехла, расположенная между атмосферой или гидросферой и верхним региональным флюидоупором. В аконсервационной зоне нет условий, как для нефтеобразования, так и для нефтегазонакопления. Она промывается поверхностными водами, бесперспективна для поисков нефти и газа и должна исключаться из общего объёма пород НГБ при оценке ресурсов нефти и газа объёмно-генетическим методом. Это зона поверхностных нефте- и газопроявлений и скопления природных битумов. Иногда нефтегазоносностью обладают и территории, разделяющие смежные бассейны. Нефтегазоносные межбассейновые территории это - крупные положительные тектонические структуры (своды), разделяющие отрицательные структуры. Их происхождение связано с областями относительно устойчивых поднятий. Нефтегазоносность ОПБ и разделяющих их межбассейновых территорий связана с расслоенностью разреза осадочных пород, характеризующейся чередованием пород-коллекторов, флюидоупоров, нефте- и газопроизводящих пород. При использовании генетического принципа в качестве основных систематических элементов выделяются нефтегазоносные и перспективно нефтегазоносные бассейны. НГБ разделяются на ареалы зон нефтегазонакопления, которые в зависимости от порядка тектонических структур и масштабов нефтегазоносности соответствуют НГО или НГР. Ареалы зон нефтегазонакопления делятся на зоны нефтегазонакопления. Критерии нефтегазогеологического районирования. Сходства и различия нефтегазогеологического районирования по тектоническому и генетическому принципам. Объективность и детальность нефтегазогеологического районирования зависит от степени изученности территории и учёта всех критериев нефтегазоносности: тектонических (структурные, палеотектонические, неотектонические, режим тектонических движений); палеогеографических; литологических; геохимических; гидрогеологических; геотермических; геодинамических. Сходство имеется в процессе нефтегазогеологического районирования. Оно заключается в том, что при любом варианте районирования учитываются все критерии нефтегазоносности при ведущем значении структурно-тектонического критерия. Различия касаются результатов районирования: 1) при выделении НГП в их состав могут включаться смежные однотипные НГБ с разделяющими их межбассейновыми поднятиями с установленной нефтегазоносноностью, а при выделении НГБ выделяются только ОПБ, выраженные в современной структуре земной коры с установленной нефтегазоносностью; 2) используются разные по объёму и соответственно по названию таксономические единицы; 3) при районировании по генетическому принципу иногда выделяются межбассейновые территории – поднятия фундамента, перекрытые осадочным чехлом, содержащим нефтегазоносные комплексы. В таких случаях граница между соседними бассейнами является общей и проходит по шарниру этого поднятия. Иногда межбассейновое поднятие делится между тремя смежно расположенными НГБ. Показателен в этом отношении Ставропольский свод Скифской (Предкавказской) плиты, связанный с выступом палеозойского фундамента, который перекрыт осадочным чехлом позднемезозойско-кайнозойского возраста толщиной до двух километров. На современном этапе развития Ставропольский свод является межбассейновой территорией с преимущественной газоносностью, которая разделяет Азово-Кубанский и Средне-Каспийский (Восточно-Предкаказский) нефтегазоносные и соответственно гидрогеологические бассейны. При районировании по тектоническому принципу Ставропольский свод выделяется в ранге Центрально-Предкавказской газонефтеносной области крупной Северо-Кавказско-Мангышлакской НГП. В состав этой НГП входят и два вышеотмеченных крупных НГБ, которые по структурно-тектоническим признакам и характеру нефтегазоносности делятся на ряд нефтегазоносных областей. Систематические элементы глобального нефтегазогеологического районирования. В качестве крупнейших систематических элементов нефтегазогеологического районирования на глобальном уровне многие авторы выделяют пояса нефтегазонакопления (О.К. Баженова и др., 2004; В.Г. Васильев, С.П. Максимов, А.А. Трофимук, 1964; Н.Ю. Успенская, 1972, 1976; В.Е. Хаин, 1954, 1970), или нефтегазоносные пояса (А.А. Бакиров, 1976, 1987; И.О. Брод, 1964), пояса нефтегазоносных бассейнов (И.В. Высоцкий 1971), ассоциации нефтегазоносных провинций (А.А. Бакиров, 1976, 1987), или территории нефтегазонакопления (Н.Ю. Успенская, 1972, 1976), а также узлы нефтегазонакопления (О.К. Баженова и др., 2004; В.Е. Хаин, 1970) или полюсы, нефтегазонакопления (И.О. Брод и Н.А. Ерёменко; 1953). Сходно называя данные категории глобальных скоплений, авторы придают им различные объёмы. В общем, под крупнейшими систематическими единицами (элементами) нефтегазогеологического районирования понимается следующее. Пояс нефтегазонакопления, или нефтегазоносный пояс это - совокупность НГП или НГБ, расположенных в пределах складчатых и геосинклинальных областей, а также совокупность НГП (НГБ) расположенных на окраинах платформ вдоль складчатых горных сооружений. Ассоциации НГП, или территории нефтегазонакопления это - совокупность НГП древних платформ, имеющих изометричную форму. Примерами поясов нефтегазонакопления являются: Средиземноморский и Предновоземельско-Предпайхойско-Предуральский. Первый пояс нефтегазонакопления связан с одноимённым подвижным поясом альпийского возраста и включает - Венский НГР, Паннонскую НГП, Трансильванский газоносный район, Адриатическую НГП, Черноморскую НГП и Южно-Каспийский НГП. Второй, Предновоземельско-Предпайхойско-Предуральский пояс нефтегазонакопления, связан с погруженной окраиной Восточно-Европейской платформы, ограниченной горными сооружениями и включает Баренцевоморскую, Тимано-Печёрскую, Волго-Уральскую и Прикаспийскую НГП. В пределах Центрального Каспия данный пояс стыкуется с Кавказско-Копетдагским сегментом Средиземноморского пояса нефтегазонакопления. Примером ассоциации НГП являются смежно расположенные Енисейско-Анабарская, Лено-Тунгусская и Лено-Вилюйская НГП докембрийской Сибирской платформы. Среди глобальных скоплений на Земле выделяются также узлы, или полюсы, нефтегазонакопления – это территории или акватории с уникальными масштабами нефтегазоносности. Им соответствуют отдельные НГП (НГБ), а также районы пересечения или слияния двух или трёх крупных нефтегазоносных поясов. Примерами узлов нефтегазонакопления являются: НГБ Персидского залива, связанный с Месопотамским краевым прогибом Загросского антиклинория; НГБ Мексиканского залива, связанный с Примексиканской мегасинеклизой; Юго-Восточно-Азиатский узел, связанный с пересечением трёх поясов: Западно-Тихоокеанского, Индонезийского и Северо-Австралийского. Главным узлом нефтенакопления на Земле является район Персидского залива, а узлом газонакопления - регион, включающий Баренцевоморскую НГП и северные газонефтеносные области Западно-Сибирской НГП, в том числе область Карского моря. В.П. Гаврилов (2007) под узлом нефтегазонакопления понимает нефтегазносные области, в пределах которых имеются уникальные по запасам месторождения нефти и газа. Выделение глобальных систематических элементов нефтегазогеологического районирования имеет большое научное значение, которое состоит в том, что эти элементы отражают глобальные закономерности латерального распределения нефти и газа, и обращают внимание на геологические условия формирования скоплений с максимальной концентрацией нефти и газа. Систематические элементы расчлененения разреза нефтегазоносных территорий. Нефтегазоносность и её перспективы изучаются не только по площади территорий, но и по разрезу. Различают глубинный и стратиграфический диапазоны региональной нефтегазоносности. Глубинный диапазон возможной и фактической нефтегазоносности НГП (НГБ) зависит от толщины осадочного чехла и геотермического градиента, а стратиграфический диапазон зависит от полноты стратиграфического разреза (количества размывов и перерывов осадконакопления), его формационного состава и возраста консолидации складчатого фундамента платформ. При нефтегазогеологическом районировании разрез земной коры расчленяется на нефтегазоносные формацииинефтегазоносные комплексы: региональные, субрегиональные, зональные (А.А. Бакиров; 1985, 1987). Таким образом, достигается объёмность НГГР. Нефтегазоносная формация (НГФ) – это ассоциация генетически связанных горных пород благоприятная для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.Нефтегазоносные формации по тектоническому режиму подразделяются на три группы: платформенную, геосинклинальную и переходную. По палеогеографическим условиям образования выделяются морские, прибрежно-морские, прибрежные, лагунные, турбидитные, континентальные и смешанные НГФ; по литологическому составу – преимущественно терригенные или карбонатные, карбонатно-терригенные, рифовые, карбонатно-галогенные, терригенно-угленосные, терригенные сероцветные, молассовые, флишевые, глинистые (типа баженитов). Нефтегазоносные комплексы (НГК) – это комплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента НГП, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ (при его наличии) и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия. Региональные НГК распространяются в пределах ряда смежно расположенных НГО или всей НГП. Субрегиональные НГК распространяются в пределах одной НГО. Зональные НГК нефтегазоносны только в пределах отдельных зон нефтегазонакопления. 2.9.3 Классификации нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных бассейнов Классификации НГП и НГБ возможны по большому количеству признаков, которые присущи им. Однако самые информативные классификации, которые подчёркивают основные свойства НГП (НГБ) строятся в настоящее время только на тектонической, или геодинамической, основе. НГП (НГБ) представляют собой крупные самостоятельные структурные элементы земной коры, характеризующиеся определённой направленностью и интенсивностью тектонического развития и определённым тектоническим строением осадочного чехла и фундамента. Поэтому тектонический принцип наиболее полно отражает строение НГП (НГБ) и соответственно - условия генерации и аккумуляции нефти и газа. Среди НГП, в зависимости от тектонического режима выделяются: НГП платформенных территорий (А.А. Бакиров, 1987; Н.Ю. Успенская, 1976); складчатых областей (А.А. Бакиров; 1987); подвижных поясов (Н.Ю. Успенская; 1976) и переходных территорий (А.А. Бакиров; 1987). НГП платформенного типа разделяются по возрасту фундамента на провинции древних и молодых платформ. Древние платформы имеют докембрийский фундамент, молодые - каледонский, герцинский, мезозойский и гетерогенный фундамент. В последнем случае разные части фундамента имеют в латеральном направлении различный возраст. Среди платформенных провинций выделяются окраинноплатфоменные и внутриплатформенные провинции, включая провинции внутриплатформенных подвижных зон (Н.Ю. Успенская; 1976). Окраинноплатфоменные НГП связанны с областями погружения, максимального осадконакопления и тектонической активизации. Например, на древней Восточно-Европейской платформе к таким провинциям относятся: Тимано-Печёрская НГП, Волго-Уральская НГП, Прикаспийская НГП. Внутриплатформенные провинции связаны с вытянутыми грабенообразными впадинами (Днепровско-Припятская НГП Восточно-Европейской платформы), и изометричными синеклизами и антеклизами (Лено-Тунгусская НГП Сибирской платформы). НГП подвижных поясов, представляющих собой совокупность геосинклинальных и складчатых областей, разделяются по возрасту формирования впадин внутренних и окраинных морей (геосинклинальных областей) и возрасту завершающей складчатости разделяющих их сооружений (складчатых областей). Среди них выделяются НГП каледонского, герцинского, мезозойского и альпийского возраста. НГП переходного типа по А.А. Бакирову (1978) связаны с системами предгорных или краевых прогибов и краевыми шовными зонами – крупными разломами, отделяющими складчатую область от щита или плиты. Однако при таком подходе парагенетически связанные нефтегазоносные территории оказываются в разных НГП. Например, в пределах Тимано-Печёрской и Волго-Уральской НГП, связанных с краевыми тектоническими элементами древней Восточно-Европейской платформы и смежно расположенным Предуральским краевым прогибом выделяется узкой полосой протяжённостью более 1500 км Предуральская НГП переходного типа, приуроченная к одноимённому прогибу. Поэтому выделение НГП переходного типа является весьма проблематичным. Среди множества классификаций НГБ (более 30 схем) можно выделить две: эволюционно-тектоническую классификацию О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлина, Б.А. Соколова и В.Е. Хаина (2004) и геодинамическую классификацию В.И. Высоцкого, Е.Н. Исаева, К.А. Клещева и др. (Карта нефтегазоносности мира; 1994). Обе эти классификации базируются на теоретической концепции геодинамики и тектоники литосферных плит. В эволюционно-тектонической классификации выделяется платформенные НГБ и НГБ подвижных поясов (табл. 21). В пределах платформенных НГБ выделяются внутриплатформенные, окраинно-платформенные и окраинно-платформенно-океанические НГБ, каждый из которых делится на два класса. Таблица 21. Эволюционно-тектоническая классификация НГБ (по О.К. Баженовой, Ю.К. Бурлину, Б.А. Соколову и В.Е. Хаину (2004)
В пределах НГБ подвижных поясов выделяются островодужные и орогенные НГБ, которые далее делятся на ряд классов. Геодинамическая классификация В.И. Высоцкого и др. (1994) имеет более сложную структуру. По составу подстилающей земной коры и расположению в пределах литосферных плит в ней выделяется три категории ОПБ: континентальные, океанические и переходные. Внутри этих категорий, по приуроченности к основным тектоническим элементам плит, выделяются группы бассейнов. Так, континентальная категория подразделяется на две группы бассейнов – платформенную и орогенных (подвижных) поясов, океаническая категория представлена одной группой бассейнов – талассократонных и переходная категория подразделяется на четыре группы бассейнов: реликтовых окраин; континентальных окраин; океанических окраин и междуплитную. Некоторые из групп бассейнов делятся на подгруппы. Группы бассейнов разделяются на типы по особенности истории геологического развития и по характеру геологического строения. В первом случае, то есть по особенности истории геологического развития, выделяются такие типы, как кратонные, кратогенные, постплатформенные, коллизионные, палеодивергентные, субдукционные, смешанные палеодивергентные-конвергентные, дивергентные, конвергентные. Во втором случае, то есть по характеру геологического строения, выделяются следующие типы: синклинорные, рифтовые, глыбово-блоковые, платформенно-складчатые, внутрискладчатые, покровно-складчатые, внутренних глубоководных морей, андийского типа, задуговые европейского типа, задуговые, преддуговые и междуговые тихоокеанского типа и окраинных морей. Некоторые типы делятся далее на подтипы. 2.9.4. Закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре Начиная с середины ХХ века большое внимание, как в России, так и за рубежом стало уделяться изучению закономерностей размещения скоплений нефти и газа. К настоящему выявлены как наиболее общие закономерности, так и более частные. Связь месторождений нефти и газа с ОПБ. Следует подчеркнуть, что эта закономерность признается и сторонниками неорганического происхождения нефти и газа. Известно два закона нефтегазонакопления. Согласно одному из них – нефтегазообразование и нефтегазонакопление связано с осадочными бассейнами (закон И.О. Брода), согласно другому – месторождения формируются в ОПБ до фундамента включительно (закон Н.А. Кудрявцева). Большая часть месторождений находится в осадочных породах. Связано это с их расслоенностью, характеризующейся чередованием пород-коллекторов, флюидоупоров, нефте- и газопроизводящих пород. Поэтому в разрезе НГП (НГБ) всегда содержится несколько регионально нефтегазоносных комплексов, при этом нижним НГК является фундамент. Доля запасов нефти и газа, выявленная в корах выветривания, магматических и метаморфических породах верхней части фундамента НГБ, в последнее время растёт. По разным оценкам, в фундаменте НГБ сосредоточено от 16 до 23 % мировых запасов нефти и газа. Залежи нефти и газа в разрезе земной коры и нефтегазоносных комплексов обычно группируются в месторождения, а месторождения по латерали группируются в зоны нефтегазонакопления. Отдельных промышленных месторождений вне зон нефтегазонакопления в НГБ не существует. Неравномерность концентрации запасов нефти и газа, как в локальных, так и в региональных скоплениях. О неравномерности концентрации запасов нефти и газа в локальных скоплениях говорят следующие факты. На Земле известно 70`000 месторождений нефти и газа разной крупности, которые сосредоточены в 230 НГБ. При этом 74,5 % мировых запасов нефти концентрируется всего на 370 крупных и уникальных месторождениях, извлекаемые запасы которых превышают 68,5 млн. т (L.F. Ivanhe (1993) по Ю.Н. Новикову и В.С. Соболеву; 2006). О неравномерности распространения региональных скоплений нефти и газа свидетельствует следующее. Уникальные месторождения с извлекаемыми запасами нефти более 300 млн. т и газовые месторождения с геологическими запасами более 500 млрд. м3 известны в 22 НГБ и только в четырёх НГБ сосредоточено 70 % общего количества уникальных месторождений (Ю.Н. Новиков и В.С. Соболев; 2006). При этом только в одном Месопотамском НГБ сконцентрировано около половины мировых запасов нефти и 35 % газа. На этом основании данный бассейн и считается общепланетарным узлом нефтегазонакопления. Значительные концентрации запасов нефти и газа установлены также в НГБ Мексиканского залива, в Европейско-Североморском НГБ, Западно-Сибирском НГБ и других. Например, в Западно-Сибирском НГБ сосредоточено 72 % разведанных в России запасов нефти и 77,5 % запасов газа. При этом нефтяные месторождения в основном сосредоточены в центральной части Западной Сибири, а газовые месторождения - в её северной части, которая является общепланетарным узлом газонакопления. При этом в Западной Сибири открыто более 60 месторождений нефти и газа в породах фундамента. Примерами крупнейших месторождений мира являются: – нефтяные с извлекаемыми запасами: Большой Бурган (Месопотамский НГБ) 10,7 млрд. т; Гавар (Месопотамский НГБ) 10,125 млрд. т, – газовые с геологическими запасами: Уренгойское (Западно-Сибирский НГБ) 10 трлн. м3; Катар-Норд (Месопотамский НГБ) 9,5 трлн. м3; Натуна (Саравакский НГБ в Индонезии) 6,0 трлн. м3 и другие. В связи с большой практической значимостью крупных и уникальных месторождений нефти и газа важным вопросом является выявление факторов НГБ, способствующих формированию таких месторождений. Среди наиболее общих и формальных факторов Ю.Н. Новиков и В.С. Соболев (2006) выделяют общую площадь и объём осадочного чехла НГБ. Эти факторы, в отличие от средней и максимальной толщины осадочного чехла, сопоставимы. Диапазон их изменчивости в НГБ Земли лежит в пределах тысячи (103) раз, в то время как диапазон изменчивости толщины осадочного чехла не превышает 5-7 раз. Кроме того, интересен факт, что подавляющая часть как крупных, так и уникальных месторождений связана с НГБ, которые на планетарном профиле «континент-океан» лежат в его центральной части. При этом у большинства НГБ доля площади территорий превышает долю площади акваторий. Эта закономерность подтверждает справедливость определения В.Е. Хаина, что континентальные окраины являются «родиной нефти». Анализ размещения уникальных и крупных месторождений нефти и газа, проведенный Т.П. Кравченко и Б.А. Соколовым 1999 также показал, что их формирование происходит в ОПБ, для которых характерно длительное и непрерывное прогибание, приводящее к накоплению огромных объёмов осадочных пород, как морского, так и континентального происхождения. Кроме того, важными геолого-генетическими условиями являются: - совмещение процессов генерации и аккумуляции УВ в пространстве и времени; - близкое расположение регионально распространенных нефтематеринских пород, с повышенным содержанием ОВ и крупных ловушек, размеры которых составляют от нескольких сотен до нескольких тысяч квадратных километров и часто объединённых в единую зону нефтегазонакопления с общим контуром нефтеносности и наличием великолепных емкостно-фильтрационных свойств; - присутствие в разрезе надёжных региональных флюидоупоров, представленных эвапоритами, глинами, иногда глинистыми известняками и мергелями с высокими экранирующими свойствами; - наличие участков с повышенной тепловой энергией, повторном опускании и прогреве нефтегазопроизводящих пород; - непродолжительность формирования месторождений (по данным М. Хелбути 1,5-10 млн. лет); - сравнительно позднее вступлением нефтегазоматеринских толщ в очаг генерации (24 % уникальных и крупных месторождений УВ открыто в палеогеново-неогеновых отложениях, 59 % - в мезозойских и 13 % в палеозойских отложениях, но в очаг генерации они попали, как правило, не ранее палеогена). Например, концентрация большого числа крупных и уникальных газовых месторождений северной части Западно-Сибирской плиты произошла, наряду с другими факторами, благодаря формированию значительных по размерам структурных ловушек, связанных с валообразными и куполовидными поднятиями в кайнозойскую эру, и новейшему времени окончательного формирования месторождений (В.С. Скоробогатов; 1999). Наличие в разрезе НГБ вертикальной зональности фазового состояния залежей УВ. Эта зональность связана с фазово-генетической, или термо-барической, зональностью нефте- и газообразования при прохождении нефтегазоматеринскими толщами биохимической зоны и главных зон нефте- и газообразования. Проявляется она в следующем. Верхние части разреза до глубины 1,2-1,5 км содержат преимущественно скопления сухого газа. Ниже отмеченной глубины до глубины 4-5 км запасы газа сокращаются и увеличиваются запасы нефти. Поэтому в этом интервале глубин располагаются нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения (залежи). На глубинах более 4-5 км вновь происходит увеличение запасов газа и первичного газоконденсата и уменьшение запасов нефти. На больших глубинах, более 6000 м, встречаются в основном залежи сухого газа (метана). Нижний предел распространения нефтяных и газоконденсатных месторождений связан с деструктивным действием высоких температур на нефтяные УВ, а верхний предел газоконденсатных месторождений - с недостаточно высоким пластовым давлением. Связь месторождений нефти и газа, в том числе уникальных и крупных, с активизированными глубинными разломами, узлами их пересечения и с областями активного сейсмопроявления и повышенной новейшей тектонической активности. Этим условиям, например, соответствует Иракско-Иранская НГО, которая является одной из крупнейших на Земле по концентрации уникальных месторождений УВ и расположена в пределах складчатого крыла Месопотамского прогиба. Региональная закономерность размещения месторождений УВ разного фазового состояния. Эта закономерность проявляется в том, что отдельные региональные структурные элементы НГБ характеризуются преимущественной нефтеносностью или газоносностью. Связана она с различным составом исходного ОВ, разной степенью его катагенеза, термодинамическими условиями миграции и аккумуляции УВ, проявлением дифференциального улавливания УВ, гипсометрическим положением зон и областей нефте- и газонакопления, интенсивностью и направленностью новейших тектонических движений и другими факторами. Вертикальная зональность, или закономерность, размещения месторождений нефти и газа по интервалам глубин. Эта закономерность прослеживается при сопоставлении выявленных мировых запасов нефти и газа с интервалами глубин их залегания. Выявленный диапазон глубин размещения месторождений УВ лежит в пределах от нескольких десятков метров от поверхности до 8000 м. Однако статистика показывает, что 90 % всех запасов УВ Земли приходится на глубины от 1 до 3 км. Это так называемая оптимальная зона размещения скоплений УВ. В России и ближнем зарубежье на этих глубинах сосредоточено 95 % запасов нефти и 88 % запасов газа (О.К. Баженова и др; 2000). Запасы уникальных и крупных месторождений, по классификации использовавшейся до 1983 г., также заключены в основном на глубинах до 3,5 км. На относительно небольших глубинах, до 4,5-4,6 км, выявлены и промышленные скопления УВ в фундаменте. Однако это не означает, что большие глубины малоперспективны, поскольку они ещё мало изучены. На размещение месторождений нефти и газа по интервалам глубин, а также и по стратиграфическим подразделениям, влияет геотектоническим положение НГБ. На древних платформах основная нефтеносность связана с палеозойскими отложениями и наибольшая часть запасов нефти располагается на глубинах до 2,5 км. Максимум запасов лежит чаще всего в интервале 1,7-2,2 км. В НГБ, характеризующихся интенсивным погружением в мезозое, максимальные запасы нефти находится несколько глубже, в интервале 2,0-2,5 км. В бассейнах интенсивного, преимущественно кайнозойского погружения, залежи нефти вскрываются как на окраинах платформ, так и в подвижных поясах на глубинах до 5-6 км и могут быть встречены глубже. Зависимость масштабов нефтегазонакопления от геодинамических типов НГП (НГБ). Наиболее продуктивные НГБ располагаются на периферии континентальных платформ, ограниченных складчатыми сооружениями, на континентальных окраинах и на переходе молодых орогенных систем к океанам. К НГП данных типов приурочено более 90 % числа крупнейших месторождений нефти и газа. Стратиграфическая зональность размещения месторождений нефти и газа. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности лежит в пределах от верхнего протерозоя, включительно, до четвертичной системы. При этом в распределении месторождений нефти и газа наблюдается четыре пика, которые имеют разную интенсивность. Первый и незначительный пик нефтегазоносности, порядка нескольких процентов от количества запасов имеется в венде-кембрии. Далее, в палеозое, наблюдается более существенный пик нефтеносности (порядка 15 %), приходящийся на девон и пик газоносности (порядка 20 %), приходящийся на границу карбона и перми. Главный пик нефтегазоносности проявляется в мезозое и приходится на меловую систему. В ней сосредоточено до 40 % запасов нефти и 50 % запасов газа. Последний пик отмечается в неоген-антропогене (до 15 % нефти и до 30 % газа). Смещение палеозойского газового максимума газа относительно нефтяного О.К. Баженова и др. (2004) объясняют массовым накоплением гумусового ОВ в каменноугольном и пермском периодах и образованием соленосных отложений большой толщины, которые являются хорошими флюидоупорами. Здесь следует отметить, что в первой половине ХХ в. поисково-разведочное бурение велось на небольших глубинах и, соответственно, первое место по запасам УВ занимали кайнозойские отложения. Вероятно, настоящая схема распределения запасов по глубине и стратиграфическим подразделениям также может измениться с изменением степени разведанности более глубоких и древних горизонтов. Например, сейчас предполагаются большие ресурсы УВ в триасовых отложениях Баренцева и Карского моря. При составлении схемы распределения газа по глубинно-стратиграфическим комплексам необходимо учесть его существование в форме газогидратов, ресурсы которых сосредоточены преимущественно в молодых отложениях и в десятки тысяч раз превышают ресурсы свободного газа. В.Ф. Раабен (1976) объясняет приуроченность большей части мировых запасов нефти и газа к мезозойским отложениям сравнительно недавним завершением в них процессов генерации и аккумуляции УВ. В палеозойских отложениях эти процессы завершились намного раньше и месторождения в них во многом уже разрушены, а в кайнозойских отложениях процессы генерации и аккумуляции УВ еще продолжаются. |