55 Структурное и стратиграфическое распределение месторождений нефти и газа.

Под месторождением нефти и газа, по определению И. О. Брода (1938), следует понимать совокупность залежей в недрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки.

Залежь – скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Форма и размер залежи определяются формой и размером ловушки. Основным параметром залежи являются ее запасы. Различают геологические и извлекаемые запасы. Геологические запасы нефти и газа – количество этих полезных ископаемых, находящиеся в залежи. Количество нефти и газа, приведенное к атмосферным условиям, которое может быть извлечено из залежи современными методами добычи, называется извлекаемыми запасами. Извлекаемые запасы нефти составляют 15-80% в зависимости от физико-химических свойств нефти и свойств коллектора, а также от метода разработки залежи. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100.

Довольно близко к этому опреде¬ление Н. Ю. Успенской (1966), согласно которому под месторождением следует понимать совокупность залежей, заключен¬ных в недрах одной и той же площади и контролируемых общим гидро¬логическим элементом структурного, литологического или страти-графического характера, обеспечивающим образование ловушки.

В приведенных определениях за основу взяты залежи, и место¬рождение фактически рассматривается как сумма залежей, приуро¬ченных к тому или иному структурному элементу или геологическому элементу. Между тем наличие того или иного структурного элемента, контролирующего формирование месторождения, определяет и воз¬можный тип залежей в месторождении. Более того, развитие того или иного структурного элемента на фоне геологической истории крупного элемента земной коры предопределяет появление того или иного типа резервуара и специфику ловушек в нем.

Из сказанного выше ясно, что группа или тип месторождений предопределяет и тип встречающихся в нем залежей. Следовательно, месторождение надо рассматривать не как механическую совокуп¬ность залежей, а как геологический комплекс, предопределяющий условия формирования самих залежей. Правильнее залежь рассма¬тривать как один из элементов месторождения.

Определение место¬рождения может быть предложено в следующей форме: под месторождением нефти и (или) газа следует по¬нимать участок земной коры определен¬ного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа. В таком определении в понятие месторождение включается не только сумма зале¬жей, но и вся толща пород, принимающая участие в строении месторо¬ждения. Учитываются не только резервуары, но и разделяющие их толщи, не только коллекторы, но и покрышки. Вместе с тем учитывается в целом и строение данного участка, обусловленное геологической историей его образования. Отсюда вполне естественно должны вытекать и особенности разведки различных нефтяных и (или) газовых месторождений, а в дальнейшем и принципы их разработки.

Тектонический фактор имеет решающее значение для формирова¬ния месторождения. Поэтому он прежде всего учитывается при созда¬нии классификационных схем месторождений нефти и газа. Подобная классификация структурных форм газовых и газонефтяных место¬рождений была предложена И. В. Высоцким. Однако она не охваты¬вает всех структурных форм нефтяных месторождений. Более полную классификацию структурных форм нефтяных месторождений раз¬работал Ю. А. Косыгин. И. О. Брод при участии автора разработал классификацию неф¬тяных месторождений, в которой кроме структурных признаков учитывался и тип залежей.

Тектонические условия формирования того или иного структур¬ного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего, зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано формирование этого элемента. В качестве основ¬ных геоструктурных элементов в земной коре выделяют геосинкли¬нали и платформы. Особенности развития складчатых областей и плат¬форм предопределяют характер структурных отложений в их пре¬делах. Поэтому при рассмотрении структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, правомерно разделение их на два основных класса: складчатые и платформенные.

Переход от складчатой области к платформе осуществляется, как правило, через предгорный прогиб. Предгорный прогиб, хотя и раз¬вивается в значительной своей части на теле платформы, является как бы переходным элементом между ней и геосинклиналью. Внешняя часть предгорного прогиба несет на себе все черты, характерные для платформы, а внутренняя обладает некоторыми особенностями, присущими складчатости. Отмечается наличие в центральной и внутренней частях прогиба довольно сильной фациальной изменчивости вкрест простирания и развитие складчатости, значи¬тельно отличающейся от платформенной области. Характерной особенностью такой складчатости является развитие линейных антиклинальных складок иногда с очень большой амплитудой, как правило, разделен¬ных пологими корытообразными синклиналями.

При рассмотрении географического размещения нефтяных и газовых месторождений в качестве одной из особенностей отмечалось отсутствие их в горных странах. Геологически это выражается в от¬сутствии или очень редкой встречаемости нефтяных и газовых место¬рождений в центральных частях складчатых областей. Тяготение нефтяных и газовых месторождений к краевым частям горных сооружений геологически выражается в расположе-нии месторождений в предгорных прогибах и областях погружения складчатых систем. Скопления нефти и газа редко встречаются в связи с такими типично геосинклинальными породами, как флиш. Другие геосинклинальные породы, например яшмы, вообще ни¬когда не содержат скоплений нефти и газа. Таким образом, для центральных частей геосинклинальных областей нефтяные и газовые месторождения нехарактерны.

Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем.

Классификация нефтя¬ных месторождений:

I класс — месторождения, сформировавшиеся в складчатых областях;

II класс —месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

В I классе выделяются две группы месторождений: А — группа месторождений, связанных с антиклинальными складками; Б — группа месторождений, связанных с моноклинальным залеганием слоев.

Во II классе выделяются четыре группы месторождений: В — месторождения, связанные с куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями; Г — месторождения эрозионных и рифовых мас¬сивов; Д — месторождения гомоклинали; Е — месторождения син¬клинальных прогибов.

В основу выделения групп месторождений положен также тек¬тонический фактор, приводящий либо к образованию сходных структурных форм, либо обусловливающий появление зон стратигра¬фических несогласий или выклиниваний (как частных случаев стратиграфических несогласий). Каждая выделенная группа месторо¬ждений включает в себя набор типов месторождений. Типы месторождений выделяются по геологической характеристике ло¬кальных участков темной коры, содержащих в себе залежи нефти и газа.

В группы объединяются типы месторождений по общим сходным признакам. Например, все месторождения, приуроченные к различ¬ным типам анктиклинальных складок (общий признак антиклиналь), объединяются в одну группу. Каждый тип месторождений включает в себя определенные группы залежей.

Таким образом, классификация учитывает не только структур¬ный признак основного элемента, определяющего формирование месторождения, но и регионально тектоническое положение этого элемента относительно таких структурных единиц земной коры, как платформы и геосинклинали. Это, безусловно, одно из достоинств рассматриваемой классификации. Другим достоинством является отраженная в ней связь залежей с месторождениями. В то же время указанные моменты не развиты до логического завершения. Прове¬денные за последние годы детальные исследования выявили довольно сложное тектоническое строение платформ. Не все типы структурных элементов, контролирующих формирование нефтяных и газовых месторождений, одинаково распространены на платформе. Напри¬мер, соляные купола встречаются в определенных областях — в об¬ширных и глубоко прогнутых краевых частях платформ. Рифовые массивы также распространены неравномерно по платформе, но их размещение имеет свои закономерности. Характер куполовид¬ных и брахиантиклинальных поднятий в различных частях плат¬формы также существенно различен. Встречаются пологие крупные складки неопределенной формы, например Ромашкинская, приуро¬ченная к структуре первого порядка — Татарскому своду; Зеагли-Дарвазинское поднятие, расположенное в центральной части Цен¬трально-Каракумского свода; Тарха-Кугультинское поднятие, при-уроченное к Северо-Ставропольскому валу Ставропольского свода. Но распространены и брахиантиклинальные поднятия с отчетливо выраженной длинной осью, довольно значительные по высоте, например Ярино-Каменноложское на Пермско-Башкирском своде; Мухановское, Дмитриевское, Коханы-Михайловское в пределах Жигулевско-Оренбургского свода; Узеньское и Жетыбайское под¬нятия в Ейско-Мангышлакской впадине; Газлинское в пределах Бухарской ступени Каракумской платформы; Усть-Балыкское и Западно-Сургутское поднятия в пределах Сургутского свода, а также Мегионское, Соснинско-Советско-Медведицкое поднятия на Нижие-Вартовском своде Западной Сибири и Средне-Вилюйское поднятие в Вилюйской впадине.

Проведенные в последние годы исследования позволили уста¬новить целый ряд закономерностей в распространении залежей и месторождений нефти и газа в земной коре. Выявленные закономер¬ности позволяют более полно характеризовать залежи и месторо¬ждения нефти и газа в зависимости от геологической обстановки их существования. Эта обстановка определяется не только услови¬ями геологического развития таких крупных структурных элемен¬тов земной коры, как платформы и складчатые области, но и особенностями строения их отдельных частей. В рассматриваемой выше классификации наблюдается разрыв между крупными тектониче¬скими элементами первого порядка (платформы, складчатые области) и локальными элементами, контролирующими непосредственно об-разование месторождений нефти и газа.

Сделано много попыток ввести в классификацию категорий скоплений нефти и газа более дробные тектонические элементы (Н. Ю. Успенская, А. А. Бакиров, И. О. Брод и многие другие). При этом выделялись зоны нефтегазонакопления, нефтегазоносные бассейны или их части, провинции, области и районы и т. д. Следует отметить, что внесение в описанную выше классификацию нефтяных и газовых месторождений дополнительных градаций по более дробным текто¬ническим элементам должно устранить некоторые недостатки, при¬сущие этой классификации.

Существенным недостатком рассмотренной классификации яв¬ляется то обстоятельство, что в ней не отражены качество и коли¬чество нефти и газа в залежах и в месторождениях в целом. В этом отношении представляет интерес классификационная схема, пред¬ложенная В. Г. Васильевым, Н. С. Ерофеевым и др. (1966). Эти авторы предлагают многопластовые месторождения нефти и газа подразделять с позиций фазового состояния углеводородов на несколько групп, названия которых отражали бы не все, а наиболее характерные для данного месторождения типы залежей. Определяющим условием для отнесения месторождения к группам является преобладание суммарных запасов газа над геологическими запасами нефти или наоборот. Полную характеристику месторождений авторы предлагают давать в виде формулы, состоящей из совокупности буквенных обозначений зале¬жей, располагая их слева направо в убывающем порядке величин суммарных запасов однотипных залежей месторождения. Число однотипных залежей обозначают в индексе цифрой у буквенного обозначения. Запасы конденсата присоединяются к запасам нефти. Авторы не учитывают многие весьма важ¬ные факторы, характеризующие месторождения, в том числе струк-турный. Делается попытка внести в характеристику месторождений характеристику залежей.

Для детализации классов предлагается выделить подклассы нефтя¬ных и газовых месторождений, существование и особенности которых определяются структурно-тектоническими элементами второго по¬рядка. В качестве основных структурно-тектонических элементов выделяются: 1 — глубокие грабены; 2 — внутриплат-форменные впадины; 3 — сводовые поднятия и их склоны; 4 — платформенная ступень или зона шельфа платформы; 5 — склон платформы или уступ, погружающийся в сторону предгорного про¬гиба (склон платформы с некоторой условностью может рассматри¬ваться как внешний борт предгорного прогиба); 6 — центральная часть передового прогиба; 7 — внутренний борт передового про¬гиба; 8 — поднятия складчатых сооружений (собственно склад¬чатые сооружения); 9 — межгорные впадины на древних основа¬ниях; 10 — наложенные мульды.

Соответствующие наименования получают и подклассы место¬рождений нефти и газа.

Некоторые авторы (В. Е. Хаин, А. А. Бакиров и др.) между платформенными и геосинклинальными (складчатыми) областями выделяют переходную область, предлагая тем самым трехчлен¬ное деление основных структурно-тектонических элементов. При трехчленном разделении к третьему пере¬ходному классу следует отнести под¬классы 5, 6, 7.

Структурно-тектонические условия и геологическая история каждого из выделенных подклассов существенно отличаются друг от друга. Различия в геологических условиях их форми¬рования приводят к своеобразию усло¬вий образования в пределах нефтяных месторождений и приуроченных к ним залежей.

В вертикальном разрезе осадочной толщи, содержащей в себе залежи нефти и газа, с некоторой условностью можно выделить несколько зон (сверху вниз).

Зона 1 расположена до глубины 500—800 м. Нижняя граница ее может быть определена как наиболее низкая отметка, на которой возможны условия свободного (активного) водообмена. По мере приближения к областям питания граница зоны опускается ниже.

Зона 2 — область возможного затрудненного водообмена в ре¬зервуарах, заключающих залежи нефти и газа, глубина ее нижней границы 800—1000 м. Другим критерием для выделения нижней границы этой зоны может служить взаимная растворимость нефти и газов. Ниже этой зоны всегда отчетливо наблюдается обратная (ре¬троградная) растворимость нефтей в газах.

В зоне 3 весьма затруднен водообмен. Нижняя граница ее опре¬деляется примерно на глубине залегания фундамента третьей группы месторождений. Ретроградные явления обычны.

Зона 4 застойная, водообмен отсутствует. Характерно широкое развитие аномалийных давлений. Ретроградные явления выражены очень ярко. Преобладают залежи конденсатного типа и часто га¬зовые.

В зоне 5 существование углеводородов возможно только в газообразной форме.

Выделенные пять вертикальных зон встречаются не во всех группах нефтяных месторождений. Особенности распределения вер¬тикальных зон накладывают специфический отпечаток на тип место¬рождений и залежей нефти и газа в каждой из выделенных групп месторождений.

Вертикальная зональность контролирует глубины возможного нахождения залежей, присущие им давления (нормальные, избыточ¬ные и аномалийные), температуры, а следовательно, и свойства нефтей и газов, закономерности их изменения по разрезу и т. д.