1. Понятие о главной фазе и зоне нефте- и газообразования.

ГФН – определенный этап катагенеза сапропелевого вещества, характеризующийся интенсивным преобразованием керогена и УВ. Считается, что в типичном осадочном битумоиде интенсивное нефтеобразование начинается при Т 50-90°С и заканчивается при Т 170°С – ПК3 – МК3 (max на МК2 90-110°С) и затухает в конце МК3 при 170°С. Глубинные интервалы ГФН распространяются в пределах 2-4 км и определяются геотермическим градиентом конкретного бассейна.

ГФГ – зона последнего этапа термической деструкции РОВ; проявляется при последующем погружении бассейна уже после ГФН, где сформировались первичные залежи нефти.

МК3 – МК4 – зона образования газоконденсата. При дальнейшем преобразовании понижается содержание жидких УВ и конденсат и начинает преобладать метан.

В зависимости от строения бассейна и его геотермического режима газ фиксируется на последнем этапе погружения осадков до 3-5 км на платформе и до 6-9 км в глубоких впадинах.

ГЗГ - МК4 - АК2. При дальнейшем погружении и Т 200-300°С в АК3 – АК4 образование метана прекращается, остаточное ОВ и нефтяные остатки превращаются в графит.

1. Формирование, сохранение и разрушение залежей нефти и газа.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по крайней мере, три условия.

1. Нужен коллектор. Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, известняки.

2. Нужен природный резервуар – естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

3. Нужна ловушка – часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа

Формирование залежей углеводородов при вертикальной миграции по разрывному нарушению возможно при условии, если разрывное нарушение где-то наверху замыкается. В такой «ловушке» вверху будет газ, ниже – жидкие углеводороды.

Сформировавшиеся залежи имеют различный фазовый состав в зависимости от положения ловушек относительно генетических зон распределения углеводородов в земной коре (вертикальная зональность).

На первом этапе формирования залежей наиболее заполненными углеводородами должны быть ловушки наиболее погруженные, а расположенные выше будут заполнены водой.

Вопрос о времени и продолжительности формирования залежей нефти и газа тоже является предметом дискуссий. Существуют две диаметрально противоположные точки зрения: одни ученые считают, что месторождения нефти и газа имеют позднее формирование, связанное с движениями альпийского тектогенеза в неогене и после; другие считают, что месторождения нефти и газа формировались в прежние эпохи, в девоне, карбоне и др. По мнению известного ученого В.Б.Порфирьева (1966 г.), все месторождения нефти и газа образовались в промежутке геологического времени от миоцена до четвертичного периода.

Продолжительность формирования месторождения нефти и газа колеблется от 1 млн лет до 10-12 млн лет, а скорость формирования – от 12 т до 700 т в год (по Высоцкому ).

Палеогидрогеологические исследования

Сравнительная оценка интенсивности и времени проявления элизионного и инфильтрационного водообмена в гидрогеологической истории бассейна или водоносного комплекса позволяет получить ценные данные при оценке перспектив нефтегазоносности. Так, если в пределах бассейна или водоносного комплекса инфильтрационный водообмен на прошлых этапах гидрогеологической истории был сравнительно непродолжительным и по своим масштабам незначительным по сравнению с элизионным водообменом, то это может расцениваться как благоприятный признак нефтегазоносности.

Гидродинамические показатели

К собственно гидродинамическим критериям нефтегазоносности относятся показатели процессов водообмена и гидрогеологическая закрытость недр, соотношение пьезометрических уклонов и падения горизонтов, скорость движения подземных вод, очаги разгрузки вод (пьезоминимумы) и др.

В зоне свободного водообмена, как правило, не встречаются промышленные залежи нефти и газа, зато широко представлены твердые нафтиды, а иногда и жидкие окисленные нефти. Основные ресурсы нефти и газа связаны с зоной застойного водного режима и в незначительной степени - с зоной затрудненной циркуляции подземных вод.

Величины гидравлических уклонов ВНК и ГНК, по А.А.Карцеву, - прямые гидрогеологические показатели условий сохранности залежей нефти и газа при механическом разрушении водами. По его данным, залежи нефти не могут сохраниться, если a>5i, а залежи газа не сохраняются при a>i (a - угол падения пластов на крыльях сводовых ловушек, i - гидравлический уклон). Благоприятным признаком сохранения залежей также считается значительное расстояние между областями питания и разгрузки в сочетании с небольшой разностью их абсолютных отметок. Вместе с тем повышение скорости движения седиментационных вод при палеогидрогеологических исследованиях А.А.Карцевым, С.Б.Вагиным, Е.А.Басковым рассматривается как положительный признак при формировании залежей нефти и газа.

Гидрохимические показатели

Большинство показателей солевого состава вод характеризует геохимическую среду пластовой системы , степень гидрогеологической закрытости недр, возможность протекания тех или иных химических и биохимических процессов.

Тип вод и минерализация, величины отношений отдельных солевых компонентов (rNa/rCl, (rCl-rNa)/rMg, rCa/rMg и др.), особенности микрокомпонентного состава вод (по брому, бору) не имеют непосредственной связи с нефтегазоносностью и отражают главным образом характер гидрогеологической закрытости недр, т.е. они являются косвенными показателями и в ряде случаев успешно используются при региональной и локальной оценке продуктивности недр.

Другие гидрохимические показатели, в первую очередь содержание сульфатов и гидрокарбонатов, для многих разрезов эффективны, нередко связаны с биохимическим и физико-химическим взаимодействием залежей УВ с подземными водами. Эти же показатели малоэффективны в случае залегания вод в соленосных отложениях и на больших глубинах.

Разрушение физическое под нагрузкой пород, тектоническое – разломы, литологическое – вторичное изменение и разуплотнение, химическое – окисление, бактерихимическое – бактерии сульфатредуцирующие

Основные группы методов исследований при поисково-разведочных работах на нефть и газ и решаемые ими геологические задачи.

Основные группы методов исследований при поисково-разведочных работах:

1. Геолого-съёмочные (строение верхней части осадочной толщи, аэрофотосъёмка)

2. Бурение (изучение разреза, физико-химических свойств пород разреза, свойства коллекторов и покрышек, параметры наполняющих их флюидов)

3. Геофизические (полевая геофизика – сейсмика, гравиразведка, магниторазведка; всевозможные исследования в скважине ГИС: БКЗ, ИК, ГК, НГК и т.д.); сейсмика – изучение тектонического строения, поверхности фундамента, прогноз геологического разреза и др.; работы в скважине – расчленение разреза, выделение проницаемых, нефтегазонасыщенных пластов, определение коллекторских свойств)

4. Геохимические (изучение ОВ, выделение нефтегазопроизводящих и нефтегазонасыщенных свит на региональном этапе, наличие вертикальной миграции, газовые аномалии, изучение ОВ пластовых вод)

5. Гидрогеологические (анализ палеогеологических и современных условий, определение содержания УВ, J, Br, аммония, N, H2S, состава вод (хлоридно-кальциевый тип), режима (застойный).