1.СИСТЕМНЫЙ АНАЛИЗ В ПРОГНОЗИРОВАНИИ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ НЕДР

Все более возрастающие требования народного хозяйства страны к открытию новых нефтегазоносных территорий, в том числе в слабо изученных регионах страны, диктуют необходимость углубления теоретических основ регионального, зонального и локального прогнозирования нефтегазоносности недр на основе позн закономерностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре. Чтобы прогнозировать распространение и размещение нефти и газа в земной коре, успешно их искать и открывать, необходимо знать: историю и условия генерации (образование УВ, их миграции в недрах); аккумуляции (формирования скоплений и разрушений при наступлении определенных геолого-геофизических, геохимических условий); палеогеологические, палеогеохимические и палеогеофизические условия среды, в которой происходит развитие в целом единого процесса; факторы, обусловливающие и контролирующие возникновение и развитие его. Это может быть достигнуто только на основе применения системного подхода. Геологические теоретические основы системного анализа в прогнозировании нефтегазоносности недр. У истоков создания системного подхода к познанию закономерностей нефтегазообразования и нефтегазонакопления в литосфере стояли основоположники современной нефтегазовой геологической и геохимической наук - академики И.М.Губкин и В.И.Вернадский. В.И.Вернадский при исследовании биосферы и геохимии впервые в мировой науке применил основные принципы системного анализа. Он указывал на: целостность процессов, протекающих в природе; расчлененность биосферы на отдельные элементы разного порядка и составляющие компоненты по принципу соподчиненности; структурную организованность (принцип структурной организованности является одним из основных принципов системного анализа в современном его понимании).

В. И. Вернадский рассматривал образование УВ и формирование их скоплений как целостную природную систему, состоящую из множества объектов, взаимосвязанных и взаимодействующих во времени и пространст­ве. Впервые в мировой науке он показал, что соединения углерода, участвующие в строении каустобиолитов, в том числе нефтей, представляют собой неразрывную часть геохимической системы круговорота углерода в земной коре, в которой живому веществу биосферы принадлежит основная роль. Сложную геохимическую систему, существующую между соединениями углерода и живым веществом биосферы, он назвал жизненным циклом. Основные принципы современной теории системного анализа — целостность природных систем, членение их на составные элементы по принципу соподчиненности (иерархия), структурная и генетическая взаи­мосвязанность во времени и пространстве, наконец, принцип историзма Системный анализ призван исследовать природу целостного, но многогранного естественно-исторического процесса нефтегазообразования и нефтегазонакопления как одной из геологических форм движения материи, его пространственно-временные структурные и генетические связи и закономерности возникновения и развития во времени (геологическом) и пространстве.

Геологической теоретической основой системного анализа при прогнозировании нефтегазоносности недр являются: биогенная теория происхождения нефти; установленные нефтегазовой геологической наукой и практикой глобальные закономерности формирования и размещения в земной коре регионально нефтегазоносных территорий, зон нефтегазонакопления и скоплений нефти и газа.

Методологической основой сист.анализа при прогнозировании являются основополагающие всеобщие законы материалистической диалектики. А.А. Бакиров выделил в указанном процессе, протекающем в литосфере, 6 стадий: 1)накопление ОВ, 2)генерации УВ, 3)миграции УВ, 4)аккумуляции УВ, 5)консервации скоплений УВ, 6)разрушения или перераспределения УВ. Каждая из названных стадий протекает в определенных усл. окруж.среды и при воздействии внешних и внутренних источников энергии, тесно связанных и взаимообусловленных.

Главнейшими основополагающими принципами сист.подхода пр.объектов и процессов в современном его понимании явл: -целостность изучаемой естественно-исторической прир.системы, -стуктурность системы, т.е опред.стуктурные соотношения и взаимосвязи системообразующих элементов и объектов во времени и простанстве, -генетическая взаимосвязанность системообразующих объектов, -иерархическая соподчиненность системообразующих объектов, -динамичность, т.е развитие системы в целом и входящих в ее состав системообразующих объектов в тесной связи с окр.средой с переходом из одного качественного состояния в другое во времени и пространстве. При прогнозировании нефтегазоносности недр в пределах каждой естественно-исторической природной геологической системы должны четко выделяться объекты прогноза и поисков как в пространстве, т.е латерально, так и в разрезе слагающих этот объект пород. Объекты прогноза могут быть региональные, зональные и локальные.

Одна из основных задач системного анализа при прогнозировании нефтегазоносности недр -выяснение структурных соотношений и генетических взаимосвязей во времени (геологическом) и пространстве перечисленных системообразующих элементов нефтегазовой геологической метасистемы как между собой, так и между объектами разного ранга внутри каждой системы. Указанные системообразующие элементы и объекты, входящие в состав нефтегазовой геологической метасистемы, могут представлять «автономно» целостное подразделение, характеризующееся своей структурой, иерархией, уровнем организации, связями и особенностями образования, функционирования и развития. Каждый системообразующий элемент нефтегазовой геологической метасистемы представляет собой сложную систему, состоящую из множества взаимосвязанных объектов следующих рангов. Каждый объект, входящий в состав системообразующих элементов нефтегазовой геологической мегасистемы, возникает, функционирует, развивается и переходит во времени (геологическом) из одного качественного состояния в другое.

11. СИСТЕМА НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ ФОРМАЦИЙ. К числу основных системообразующих элементов нефтегазовой геологической мегасистемы относятся нефтегазоносные формации. Сравнительный анализ геологических условий размещения регионально нефтегазоносных территорий и зон нсфтегазонакопления на всех континентах нашей планеты показывает, что формирование и пространственное распределение их в разрезе литосферы теснейшим образом связано, с одной стороны, с тектогенезом, причем лишь с определенной направленностью и режимом региональных колебательных движений, а с другой стороны, литогенезом, причем лишь с определенными формациями и фациальными условиями их образования и распространения. Как отмечал акад. Н.М.Страхов, тектогенез и литогенез в истории земной коры, в сущности, две стороны единого историко-геологического процесса (1946). Общепризнанного определения понятия нефтегазоносной формации не имеется. А. А. Бакировым было рекомендовано к нефтегазоносным формациям (НГФ) относить естественно-историческую систему ассоциации горных пород, генетически связанных между собой во времени (геологическом) и пространстве палеотектоническими и фациальными (физико-географическими и геохимическими) условиями образования, благоприятными для возникновения и развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакоплеиия. В приведенном определении показывается генетическая связь естественно-исторической ассоциации нефтегазоносных горных пород с фациальными и палеотектоническими условиями их образования. Латерально НГФ могут распространяться на сотни, а иногда тысячи километров, охватывая нередко территории нескольких крупных геострукгурных элементов. Мощность их в разрезе литосферы колеблется от сотен до тысяч метров. НГФ может охватывать одно или несколько крупных литолого-стратиграфических подразделений. НГФ, близкие по вещественному составу, палеогеографическим и палеотектоническим условиям образования, могут быть объединены в вертикальные и латеральные ряды. Преимущественно они могут быть сложены из одной литологической разности пород или же представлять собой толщу чередующихся пород различного литологического состава. В составе целостной НГФ могут выделяться субформации в зависимости от приуроченности к различным тектоническим элементам первого порядка, от особенностей палеогеографических условий накопления, от преобладающего литологического состава, а также от фазового состояния содержащихся в них УВ. Пространственные соотношения ареалов региональной нефтегазоносности отдельных стратиграфических подразделений осадочных образований в пределах одной и той же нефтегазоносной провинции при прочих равных условиях зависят:

• от режима и направленности колебательных движений крупных геотектонических элементов в пределах исследуемой части бассейна седиментации в течение рассматриваемого и последующих за ним отрезков геологического времени;

• от физических свойств и мощности коллектора, участвующего в строении отложений исследуемых нефтегазоносных этажей;

• от наличия, строения и мощности пород флюидоупоров (покрышек), перекрывающих каждый из регионально нефтегазоносных комплексов.

Основные типы нефтегазоносных формаций. По тектоническому режиму нефтегазоносные формации подразделяются на три группы: НГФ платформенных, геосинклинальных и переходных территорий. В составе каждой группы выделяются субформации в зависимости от приуроченности к различным тектоническим элементам первого порядка, от палеогеографических условий их накопления, преобладающего литологического состава и тектонического режима крупного структурного элемента, где развита данная нефтегазоносная формация, а также от характера содержащихся в них УВ — преимущественно в жидком или газообразном фазовом состоянии. Например, на платформах выделяются субформации областей синеклиз, характеризующиеся устойчивым прогибанием в течение рассматриваемого отрезка времени геологической истории, полнотой разреза и относительно большой их мощностью; субформации областей региональных поднятий (мегавалов, антеклиз), характеризовавшиеся в течение геологической истории неоднократным чередованием нисходящих и восходящих форм движений, относительным сокращением мощности разреза по сравнению с прилегающими впадинами и т. д.

Типы НГФ подразделяются в зависимости от палеогеографических условий образования и литологии пластов. По палеогеографическим условиям образования выделяются морские, прибрежно-морские, прибрежные, лагунные, континентальные и смешанные нефтегазоносные формации; по литологическому составу — преимущественно терригенные или карбонатные, карбонатно-терригенные, рифогенные, карбонатно-сульфатные, карбонатно-галогенные, терригенно-угленосные, терригенные сероцветные, молассовые, флишевые нефтегазоносные формации, глинистые.

12. Регионально нефтегазоносные комплексы. Нефтегазоносные формации содержат скопления нефти и газа в разрезе и латерально не повсюду. В их составе выделяются определенные литологические комплексы, отличающиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий, охватывающих, как правило, несколько крупных геоструктурных элементов. Если в целостной нефтегазовой геологической метасистеме каждого региона объектом территориального прогноза являются нефтегазоносные области и зоны нефтега-зонакопления, а также составляющие их местоскопления и залежи, то объектом прогноза нефтегазоносности разреза литосферы являются регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК). Рассматривая закономерности размещения скоплений УВ в литосфере, А. А. Бакиров (1959) предложил выделить регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК), представляющие собой определенные литолого-стратиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции. В литологическом отношении РНГК могут быть сложены различными породами: терригенными, карбонатными и смешанными. В фациальном отношении они могут быть морского, прибрежного, лагунного и даже континентального происхождения. Общей объединяющей, а следовательно, и диагностической их особенностью является накопление в субаквальной среде с ана- эробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания рассматриваемой части бассейна седиментации (А. А. Бакиров). Региональные нефтегазоносные комплексы обычно развиты в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части. Субрегиональные комплексы пород содержат скопления нефти и газа в одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Зональные комплексы — отложения, продуктивные в пределах района или зоны нефтегазонакопления. Локальные комплексы - толщи пород, продуктивные лишь в пределах одиночных местоскоплений. В составе РНГК, как правило, выделяются: нефтегазоматеринские и неф-тегазопродуцирующие толщи, коллекторы флоидоупоупоры (покрышки). Сочетание этих толщ в РНГК может быть различно: в одних случаях выделяются все три толщи, а в других одна толща выполняет две функции, как, например, баженовская свита, являющаяся нефтепродуцирующей и нефтесодержащей, и тогда РНГК состоит из двух толщ пород. Иногда в разрезе отложений наблюдается частое чередование пород-коллекторов и слабопроницаемых пород (покрышек). Примером РНГК, представленного частым чередованием таких пород, является продуктивная толща среднего плиоцена Апшеронского полуострова, состоящая из переслаивающихся глин и песчаников.

Типичными примерами РНГК явл.: 1)на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции-терригенные отложения живетского и франского ярусов девона; карбонатные отложения фаменского яруса; терригенные отложения визейского яруса и верейского горизонта нижнемосковского яруса; 2)на эпипалеозойской платформе (Скифская и Туранская плиты) - терригенные отложения ср.юры; карбонатные отл. верх юры; терригенные отложения неокома, нижнего мела; 3)на З-Сиб платформе - терригенные толщи ср. и верх.юры, нижнего,верхнего мела.; 4)на территории Азербайджана и Туркмении – красноцветная толща; 5)на Сев.Кавказе – песчаные толщи миоцен-олигоцена; в Предкавказье – терр.толщи нижнего мела и юры; 6)в странах Бл и Ср.Востока – карбонатные отл.

13. Нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи. Распределение, зон нефтегазонакопления, их масштабы, физический и химический состав приуроченных к ним УВ в значительной степени определяются особенностями формирования отложений, в которых происходит накопление ОВ (потенциально нефтегазоматеринских отложений), и условиями, при которых они становятся нефте- и газопродуцирующими. К нефтегазоматеринским и нефтегазопродуцирующим породам относят нередко только пелитовые (глинистые) отложения. Однако процессы нефтеобразования могут протекать также и в карбонатных отложениях. Вероятно, более правильно рассматривать в качестве нефте- и газо-материнской не какую-либо толщу сравнительно однородных глинистых или карбонатных образований, а целый литолого-фациальный комплекс отложений, в строении которых могут участвовать породы различного литологического состава. При всем разнообразии состава и литолого-фациальных условий накопления нефтегазоматеринских отложений общими объединяющими диагностическими их особеностями являются: 1) накопление в субаквальной среде с анаэробной обстановкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка геологического времени; 3) наличие в этих отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться в относительно повышенном содержании УВ нефтяного ряда в битумной части ОВ, содержащегося в породах. Указанные особенности являются основными критериями при прогнозировании пространственного размещения РНГК в пределах исследуемых территорий.

15. Флюидоупоры и их классификации. Формирование и сохранность скоплений нефти и газа в коллекторах возможны лишь при наличии над коллекторами слабопроницаемых или практически непроницаемых толщ, называемых покрышками. К покрышкам относятся породы, которые при существующих в земной коре перепадах давлений между пластами способны удержать нефть и газ в коллекторе. Основное свойство покрышек — их экранирующая и удерживающая способность. Покрышки в зависимости от литологического состава, физико-химических и физико-механических свойств могут обладать различной экранирующей способностью. А.А.Ханиным (1968) предложена оценочная классификация покрышек по их экранирующей способности.

На основе анализа фильтрационных свойств пород им установлена зависимость между максимальным диаметром пор, проницаемостью породы и давлением прорыва газа. Эти зависимости показывают, что при одной и той же мощности покрышек, но при различной структуре порового пространства экранирующая способность их может быть разной. В свою очередь, изменение структуры порового пространства пород зависит от многих факторов: литологического и минералогического состава пород, плотности, степени неоднородности, глубины залегания и др. Одновозрастные глинистые покрышки одного и того же литологического состава, перекрывающие одни и те же продуктивные горизонты, но залегающие на разных гипсометрических отметках, также имеют различную плотность и проницаемость. Удерживающая способность покрышки зависит от ее строения, т. е. степени однородности или расслоенности. Э.А.Бакировым предложена (1969) классификация покрышек, составленная с учетом масштаба их распространения по площади и положения в разрезе, литологического состава, строения и удерживающей способности. По площади распространения выделены 4 класса покрышек: региональные, субрегиональные, зональные и локальные; по соотношению с этажами нефтегазоносности – межэтажные и внутриэтажные. По литологическому составу их подразделяют на однородные и неоднородные. Однородные в свою очередь, могут быть глинистыми, галогенными, карбонатными, т.е. состоять из пород какого-то одного литологического состава. Неоднородные покрышки могут быть смешанными (песчано-глинистыми, глинисто-карбонатными, терригенно-галогенными т.д.) и расслоенными. Последние состоят из прослоев различных литологических разностей. По экранирующей способности (классификация по А. А. Ханину, 1969) покрышки делятся на пять классов: весьма высокой, высокой, средней, пониженной и низкой экранирующей способности. Наиболее надежными являются соленосные и глинистые покрышки. Покрышками могут служить мергели, глинистые и окремнелые известняки, глинистые сланцы, плотные аргиллиты, гипсы. Однако указанные разности могут быть трещиноватыми, и тогда они теряют свои удерживающие свойства и становятся коллекторами.

14. Породы – коллекторы и их классификации.

Одной из составных частей РНГК являются коллекторы нефти и газа. Под ними понимаются горные породы, способные вмещать и отдавать нефть и газ при разработке их залежей. Нефтегазосодержащие по­роды — коллекторы — представляют собой целостную систему, характеризующуюся своими структурными и гене­тическими связями как внутри системы, так и с внешней средой. Целью системного анализа является выяснение зависимости формирования коллекторов и их коллекторских свойств от состава пород источников сноса; расстояния до источников сноса, усло­вий среды седиментации, климата, типа транспортирующих агентов, режима тектонических движений, глубины захо­ронения, геохимических, гидрогеологи­ческих, гидрохимических и термобари­ческих факторов, влияющих на коллекторские свойства пород. По условиям образования коллекторы могут быть породами оса­дочного, магматического и метаморфи­ческого происхождения. При этом аб­солютное большинство известных местоскоплений нефти и газа связано с оса­дочными коллекторами. Реже залежи УВ приурочены к отложениям магма­тического или метаморфического генезиса. Породы любого генезиса могут стать коллектором для нефти и газа, если они обладают хорошими коллекторскими свойствами (пористостью и прони­цаемостью) . Под общей пористостью коллектора понимается наличие всех пор, пустот и трещин в породе. Однако движение флюидов может происходить только по системе взаимосвязанных пор. В связи с этим под открытой по­ристостью понимается объем открытых, связанных между собой пор. Кроме то­го, выделяется эффективная порис­тость,которая меньше открытой порис­тости на объем связанной (остаточной) воды в коллекторе. Указанные значе­ния пористости оцениваются соответст­вующими коэффициентами, равными отношению объемов пустотного про­странства (полного, открытого или эф­фективного) к объему всей породы, выражаемому в процентах или долях еди­ницы. Пористость коллекторов обусловле­на наличием пор различного размера или трещин. Выделяются макропоры (> 1 мм) и микропоры (< 1 мм). Сре­ди последних различают сверхкапил­лярные (1—0,5 мм), капиллярные (0,5—0,0002 мм) и субкапиллярные (< 0,0002 мм) поры. Породы, обладаю­щие субкапиллярными порами, для неф­ти практически непроницаемы. К таким породам обычно относятся глины. Проницаемость — способность гор­ных пород пропускать сквозь себя жид­кость (нефть, воду) или газ. Коэффи­циент проницаемости выражается в единицах дарси (мД) или в мкм² (в СИ). Наиболее высокой проницаемо­стью обладают хорошо отсортирован­ные пески, песчаники, алевролиты, тре­щиноватые известняки и доломиты. Похарактеру пористости и проницаемости коллекторы под­разделяются на гранулярные, трещин­ные, каверновые и смешанные (поро-во-трещинные, порово-кавер ново-тре­щинные и др.). Гранулярные коллек­торы — песчано-алевролитовые поро­ды, обладающие межгранулярной по­ристостью и проницаемостью, а также известняки и доломиты с межоолито­вой пористостью. Трещинные коллекто­ры — известняки, доломиты, плотные песчаники, глинистые сланцы, а также кристаллические и метаморфические по­роды. Каверновые коллекторы связаны с карбонатными породами, которые легко подвергаются выщелачиванию при движении, по ним минерализован­ных пластовых и трещинных вод, что приводит к образованию крупных пор (каверн), а также карстовых пустот. Нередко встречаются коллекторы сме­шанного типа, где пористость и прони­цаемость обусловлены сочетанием раз­личных факторов (наличием пор и тре­щин, пор, каверн и трещин и т. д.). П о л и тологическому со-ставу коллекторы подразделяются на_ четыре группы: 1) песчано-алевролито-вые (пески, песчаники, алевролиты); 2) карбонатные (известняки, лоломиты); 3) глинистые (трещиновантые); 4) кристаллические и метаморфические (трещиноватые). Наиболее распространены коллекторы первых двух групп. Наиболее широко используется классификация А.А.Ханина, согласно которой выде­ляется шесть классов коллекторов, раз­личающихся по проницаемости и порис­тости. Так, в I и II классы входят коллекторы с проницаемостью соответ­ственно более 1 и 0,5—0,1 мкм² и имею­щие высокую эффективную пористость (в песчаниках 16-20%, в алевроли­тах21-29%). Хорошими коллекторами считаются песчаники и алевролиты, имеющие пористость 15-26% и проницаемость 0,1-0,5 мкм² (III класс). Для коллек­торов с пониженными и низкими свой­ствами (IV и V классы) значения по­ристости находятся в пределах 0,5-20,5% и проницаемости — 0,1-0,01 км и 0,01-0,001 мкм². Породы, имеющие проницаемость ниже 0,001 мкм² (<1 мД), не имеют промышленного значения (VI класс). Для карбонатных коллекторов так­же разработаны классификации (Е.М.Смеховым и др., 1962). Наиболее полную классификацию коллекторов при­вел М.К.Калинко (1957). В зависимости от структуры и генезиса пустот и факторов, влияющих на емкость и филь­трационные свойства пород, он разде­лил все коллекторы на три большие группы: межзернивые, межагрегатные и смешанные. Внутри группы межзер­новых коллекторов выделение типов произведено по составу вещества, за­полняющего межзерновые простран­ства и степени заполнения. Группа ме­жагрегатных коллекторов подразделена на две подгруппы: порово-каверновые и трещинные коллекторы. Среди порово-каверновых коллекто­ров выделяются коллекторы с первич­ной и вторичной пористостью и техносолюционные, образующиеся в резуль­тате кислотной обработки скважин. В подгруппе трещинных коллекторов вы­деляется семь типов коллекторов, раз­деляющихся по генезису. Классификация коллекторов в зави­симости от условий аккумуляции угле­водородов, литологического состава по­род и условий фильтрации предложена Е. М. Смеховым, Л. П. Гмид и С. Р. Ле-вн.

17. Классификация геоструктурных объектов, контролирующих нефтегазонакопление.

Ранг (порядок элементов)

Единицы нефтегеологического районирования

А. Платформенных территорий структурные эл-ты

Б. Складчатых и переходных территорий структурные эл-ты

+

-

+

-

Надпорядковые

Совокупность нг провинций

Платформы

Геосинклинальные (складчатые) системы

1

Нефтегазоносные провинции

Плиты, сегменты

Мегантиклинории

Мегасинклинории

Мегантеклизы

Мегасинеклизы

Краевые мегасинеклизы

Антеклизы

Синеклизы (внутриплатформенные)

Антиклинории

Синклинории

Системы предгорных прогибов и кревые шовные зоны

2

Нефтегазоноснве области

Ассоциация мегавалов и кряжи

Авлакогены (крупные грабены) и рифты

Мегантиклинали

Мегасинклинали

Срединные массивы

Межгорные впадины

Сводовые поднятия

Внутриплатформенные впадины

Наложенные прогибы

Наложенные впадины

Поперечные прогибы

Рифтовые системы

Склоны платформ (региональные моноклинали)

3

Зоны нефтегазонакопления

Зоны поднятий (изометричной формы)

Ассоциация антиклиналей

Мегавалы

Валы

Блоковые поднятия

Горстообразные поднятия

Грабенообразные прогибы

Зоны рифовых массивов

Зоны региональных разломов

Зоны региональных и глубинных разломов

Зоны рифовых массивов

Структурные ступени

Зоны солянокупольных структур

4

Локальные скопления н и г

Локальные поднятия: антиклинали и купола простого строения; сложного строения; солянокупольные структуры; рифовые массивы; эрозионные палеоостанцы; антиклинали, осложнённые локальными выступами кристаллическох пород. Незамкнутые структуры: структурные носы; флексуры Моноклинали, осложнённые разрывными нарушениями

Локальные поднятия: антиклинали и брахиантиклинальные нарушенные; сложного строения; осложнённые солянокупольной тектоникой, диаперизмом, грязевым вулканом Рифовые массивы