МЕТОДИКА И ПРИЛОЖЕНИЕ К ЗАДАЧАМ НЕФТЯНОЙ ГЕОЛОГИИ

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Глава I. ГЕОЛОГО-ГЕОФИЗИЧЕСКАЯ СРЕДА

1.1. Геологические закономерности формирования скоплений нефти и газа

Вприроде встречаются различные категории и типы скоплений нефти и газа. На настоящее время существует классификационная схема всех скоплений нефти и газа. Эта схема включает в себя две категории: региональные и локальные.

Региональные скопления нефти и газа подразделяются на: нефтегазоносные провинции, нефтегазоносные районы, нефтегазоносные пояса и зоны нефтегазонакопления.

Вкатегорию локальных скоплений входят залежи и месторождения нефти и газа. Нефтегазоносные провинции представляют собой единую крупную площадь в

пределах платформенных, складчатых и переходных территорий, в состав которой входит ряд смежных нефтегазоносных областей, сходных по условиям нефтегазообразования и накопления, существовавшим в течение отдельных геологических периодов.

Нефтегазоносные области приурочены к единому крупному геоструктурному элементу, характеризующемуся единством геологического строения и геологической истории развития, сходством региональных условий литогенеза в течение длительных отрезков геологической истории.

Нефтегазоносный район представляет собой часть нефтегазоносной области, объединяющий ряд месторождений нефти и газа. Нефтегазоносные пояса выделяются только для складчатых территорий, расположенных в пределах той или иной системы складчатости.

Зона нефтегазонакопления представляет собой совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных к определенной единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек.

Залежи нефти и газа представляют собой естественное локальное единичное скопление углеводородов в проницаемых пористых и трещиноватых коллекторах. Месторождение нефти и газа – это место скопления залежей, приуроченных, к одной из естественных ловушек.

Исходя из генетического принципа с отражением главнейших особенностей формирования ловушек, с которыми связано образование соответствующих подразделений залежей и месторождений, можно выделить следующие основные классы локальных скоплений:

7

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Залежи и месторождения структурного типа. Ведущая роль в формировании месторождений этого класса принадлежит структурному фактору. Здесь ловушками служат

8

локальные структуры различного происхождения в основном связанные со сводовыми частями поднятий (рис. 1).

Рис. 1. Сводовые залежи: а) ненарушенные; б) нарушенные; в) структуры, осложненные крипто-диапиром или вулканогенными образованиями; г) солянокупольные структуры; 1- нефть в профиле; 2 - нефть в плане; 3 - стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – сброс.

Залежи и месторождения литологического типа. При формировании залежей этого типа ведущая роль принадлежит литологическому фактору. Характер ловушек определяют условия отложения и последующего диагенетического преобразования пород, в том числе изменения их физических свойств по простиранию, выклиниванию по восстанию, линзовидный характер залегания (рис. 2).

Рис. 2. Литологически экранированные залежи приуроченные к : а) участкам выклинивания пласта-коллектора по восстанию слоев; б) участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в) запечатанные асфальтом.

Залежи и месторождения стратиграфического типа. В формировании месторождений этого класса главная роль принадлежит фактору стратиграфически несогласованного

8

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

перекрытия коллектора флюидонепроницаемыми образованиями более молодого возраста. Ловушками углеводородов служат участки срезания и несогласного перекрытия коллектора слабопроницаемыми или непроницаемыми отложениями (рис. 3).

Рис. 3. Залежи стратиграфического типа связанные : а) со стратиграфическими несогласиями в пределах локальных структур; б) со стратиграфическими несогласиями на моноклиналиях; в) со стратиграфическими несогласиями на поверхности погребенных останцов палеорельефа; г) со стратиграфическими несогласиями на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов.

Залежи и месторождения, приуроченные к рифогенным образованиям. Этот класс месторождений сформирован рифогенными образованиями. Ловушками для образования коллекторов обычно служат рифовые массивы (рис. 4).

Рис. 4. Залежи рифогенных образований приуроченные к: а) одиночным рифовым массивам; б) группе (ассоциации) рифовых массивов

Залежи и месторождения смешанного типа. Формирование этого класса месторождений обуславливается тем или иным сочетанием структурного, литологического, стратиграфического и других факторов (рис. 5).

9

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Рис. 5. Тектонически экранированные залежи: а) — присбросовые залежи; б) — привзбросовые залежи; в) — тектонически экранированные залежи структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом; г) — тектонически экранированные залежи солянокупольных структур; д) — поднадвиговые залежи.

Смежные нефтегазоносные области, сходные по геологическому строению, а также по условиям осадконакопления, существовавших в течение отдельных геологических периодов и эр, объединяются в нефтегазоносные провинции. Исходя из этого, на территории России могут быть выделены шесть крупных нефтегазовых провинций, занимающих огромную территорию страны.

ВЕвропейской части России выделены следующие провинции:

•Палеозойского нефтегазонакопления с докембрийским складчатым комплексом

– Тимано - Печорская нефтегазовая провинция;

•Мезозойского и третичного нефтегазонакопления в отложениях девона, карбона и перми – Волго - Уральская нефтегазовая провинция;

•Палеозойского, мезозойского и частично третичного нефтегазонакопления;

•Третичного и мезозойского нефтегазонакопления – Предкавказская предгорная нефтегазовая провинция.

Вазиатской части России выделяются две гигантские по площади нефтегазовые провинции:

•Мезозойского и частично палеозойского нефтегазонакопления – ЗападноСибирская нефтегазовая провинция;

10

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

•Палеозойского и мезозойского нефтегазонакопления – Восточно-Сибирская нефтегазовая провинция.

1.2. Коллекторы, благоприятные для образования скоплений нефти и газа.

Скопления нефти и газа в недрах могут образоваться только в том случае, если в естественном резервуаре присутствует коллектор – горная порода, способная вмещать, удерживать и отдавать углеводороды при разработке. Абсолютное большинство известных на сегодняшний день месторождений во всех нефтегазовых провинций приурочено к коллекторам осадочного происхождения. По условиям образования и петрографическому составу коллекторы осадочного происхождения подразделяются на терригенные (пески, песчаники, алевролиты) и карбонатные (известняки, доломиты). В большинстве случаев преобладают терригенные коллектора, но в некоторых нефтегазовых провинциях к карбонатным коллекторам приурочены богатейшие скопления углеводородов в девонских и каменноугольных отложениях Волго-Уральской, меловых отложениях Северо-Кавказской, в юрских отложениях Восточно-Сибирской провинций. Для образования залежей необходимо, чтобы пласт, являющийся коллектором, имел достаточную мощность, а породы, слагающие его, обладали соответствующей пористостью и проницаемостью. Кроме того, необходимо наличие газонепроницаемого пласта, обеспечивающего условия накопления и сохранность залежи. По характеру пористости все коллекторы разделяются на три типа: гранулярные, трещинные и кавернозные.

К гранулярному типу относятся песчано-алевролитовые породы, обладающие межгранулярной пористостью и проницаемостью, а также известняки и доломиты с межоолитовой пористостью.

Трещинные коллекторы приурочены к породам с разным литологическим составом пород – известнякам, доломитам, сцементированным песчаникам, глинистым сланцам, а также к кристаллическим породам.

Кавернозные коллекторы обычно связаны с карбонатными породами, а местами с песчаниками. Наибольшая трещиноватость приурочена к деформированным породам и к участкам, охваченным дизъюнктивной дислокацией. Зоны максимальной кавернозности распространены вдоль разрывных нарушений. Трещиноватость коллекторов может быть тектонического или диагенетического происхождения. Емкость коллекторов обуславливается поровыми пространствами и пустотами (каверны, карст, стиллолиты, трещины), а проницаемость – трещинами. В любом коллекторе поры делятся по размерам на субкапиллярные, капиллярные и сверхкапиллярные. Важнейшей характеристикой

11

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

коллектора является проницаемость – способность горных пород пропускать сквозь себя флюиды (воду, нефть и газ). Наиболее высокой проницаемостью обладают пески, песчаники, брекчии и трещиноватые известняки, доломиты, сланцы. К мало проницаемым относятся мергели, глины, глинистые сланцы. Трещинная проницаемость является основной. Коллектора классифицируют в основном по типу пористости и основным факторам, образующим коллекторские свойства.

На распределение нефти и газа в природном резервуаре, кроме коллекторских свойств пород, большое значение оказывает характер самого пласта – коллектора в целом, который определяет условия залегания углеводородов, насыщенность, а часто и тип залежи. Здесь на первое место выходит мощность продуктивного пласта, его монолитность или степень расслоения непроницаемыми прослойками. Таким образом, характер резервуара, его коллекторские свойства в совокупности являются важным фактором для правильной оценки и прогноза перспектив нефтегазоносности исследуемой территории.

1.3. Оценка нефтегазоносности недр.

Обеспечение эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ требует в первую очередь обоснованного прогнозирования перспектив нефтегазоносности территорий. Первоначально исследователи обратили внимание на приуроченность месторождений нефти к антиклинальным или куполовидным структурам, что послужило основой для разработки антиклинальной или структурной теории, которая сыграла огромную роль в развитии поисково-разведочных работ и привела к открытию многочисленных месторождений на всех континентах Земли. Вместе с тем, мировая практика показала, что в выявленных нефтегазоносных областях встречается немало антиклинальных и куполовидных структур, которые не содержат залежей углеводородов. И это несмотря на то, что в разрезе присутствуют породы с необходимыми коллекторскими свойствами. Кроме того, было открыто много месторождений литологического и стратиграфического типов, не связанных с антиклинальными структурами. Дальнейшие исследования показали, что процесс образования скоплений нефти и газа в земной коре имеет многоступенчатые генетические связи и контролируется совокупностью целого ряда факторов. К ним относятся следующие:

•режим тектонических движений, развивающихся в пределах исследуемой территории в течение геологической истории и особенностями современной ее структуры;

•палеографическими и литолого-фациальными, в том числе и геохимическими,

12

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

условиями накопления осадков;

•коллекторскими свойствами пород, участвующих в формировании нефтегазоносных отложений;

•гидрогеологическими и палеогидродинамическими условиями района в течение отдельных промежутков времени геологической истории после образования скоплений нефти и газа.

Тектонический фактор, прежде всего, создает условия необходимые для формирования как локальных, так и региональных скоплений нефти и газа. Направленность тектонических движений в каждом временном интервале определяет:

•пространственное размещение крупных геоструктурных элементов, седиментационных бассейнов, областей сноса, изменений палеографических и литолого-фациальных условий накопления осадков, границы ареалов скоплений углеводородов в разрезе отдельных литолого-стратиграфических подразделений;

•направленность региональной миграции флюидов в пространстве и во времени;

•пространственное распределение береговых линий, выклинивание пластов, стратиграфические несогласия;

•распределение во времени и пространстве этапов активизации процессов

нефтегазообразования и их накопления и разрушения или перераспределения ранее сформированных скоплений.

Тектоническому фактору в конечном счете принадлежит ведущая роль в развитии процесса нефтегазонакопления в земной коре.

Палеогеографическими и литолого-фациальными условиями накопления и последующего диагенеза осадков определяются вещественный состав и генетические особенности регионально нефтегазоносных отложений, физические, коллекторские свойства пород, условия миграции и аккумуляции нефти и газа в рассматриваемом природном резервуаре.

Гидрогеологический и гидродинамический режимы. Нефть и газ в недрах находятся в тесной взаимосвязи с пластовыми водами, содержащимися в продуктивных отложениях, особенно в процессах миграции углеводородов. В процессах формирования локальных и региональных скоплений нефти и газа большая роль принадлежит также гравитационной дифференциации флюидов (вода-нефть-газ) как в природном резервуаре, так и в ловушках.

После конспективного рассмотрения вопросов связанных с прогнозированием нефтегазоносности недр становится понятным то, что обоснованное прогнозирование и оценка содержания нефти и газа в недрах изучаемой территории возможно только на

13

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

основе комплексного подхода. Такой подход направлен на исследование всех факторов в совокупности обуславливающих главные закономерности формирования и размещения скоплений нефти и газа.

1.4.Основные нефтегазовые провинции России.

ВРоссии нефтегазовые провинции занимают площадь более 6 млн. квадратных километров, что составляет практически девятую часть Евразийского континета. К ним относятся: Урало-Волго-Каспийская, Северо-Кавказская, Западно-Сибирская, ВосточноСибирская и Охотская. Рис. 6.

1.4.1. Урало-Волго-Каспийская провинция.

Это одна из самых старых по времени открытия первых месторождений нефти. Занимает обширную территорию бассейнов рек Печоры на Севере, Волги и Камы в центральной и южной своей части, представляя собой вытянутый вдоль Уральских гор язык, один конец которого упирается в Северный Ледовитый океан, а другой – на побережье Каспийского моря. Занимает пять климатических зон, в которых выделяются Тимано-Печорская, собственно Волго-Уральская и Прикаспийская подпровинции.

Рис. 6. Схема размещения нефтегазовых провинций на территории России. 1-Волго- Уральская; 2-Северо-Кавказская; 3-Западно-Сибирская; 4-Восточно-Сибирская; 5-Охотская.

Тимано-Печорская нефтегазоносная область расположена на северо-востоке ВосточноЕвропейской равнины и занимает пределы Коми автономной республики, Ненецкого автономного округа и Архангельской области. Площадь области 350 тыс. квадратных километров. Включает Ижма-Печорский, Печоро-Колвинский, Хорейвер-Мореюский, Северо-Предуральский и Ухта-Ижемский нефтегазоносные районы.

Кустарная добыча нефти началась с 1745 г. в районе пос. Ухты. Первое месторождение (Чибьюское) открыто в 1930 г. Выявлено свыше 105 месторождений нефти и газа (свыше 230 залежей). В тектоническом отношении провинция приурочена к северо-восточной части Восточно-Европейской платформы и прилегающим с востока Предуральскому и Предпайхойскому краевым прогибам. Ограничена на западе и юго-западе поднятиями Тиммана, на востоке и северо-востоке – Уралом и Пай-Хоем, на севере открывается в Баренцево море.

Осадочное выполнение представлено палеозойскими и мезозойскими отложениями с мощностью от нескольких сотен метров (Тиман) до 6-8 км в платформенных прогибах и

14

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

до 10-12 км в Предуральском прогибе. Здесь выявлено восемь нефтегазоносных комплексов: терригенный вендско-ордовикский, карбонатный силурийсконижнедевонский, терригенный средне-девонско-нижнефранкский, карбонатный верхнедевонский, терригенный нижнекаменнноугольный, карбонатный верхневизейсконижнепермский, карбонатный верхневизейско-нижнепермский, терригенно-карбонатно- галогенный нижневерхнепермский, терригенный триасовый.

Наибольшее число залежей обнаружено в среднедевонско-нижнефранкском комплексе. Залежи в большинстве сводовые, пластовые или массивные, часто с литологическим и стратиграфическим экранированием, реже тектонически экранированные.

По климатическим условиям Тимано-Печорская провинция целиком находится в трех зонах: арктических тундр, лесотундр и тайги. Среднегодовая температура отрицательна. По количеству влаги вся провинция относится к переувлажненным. Район Большеземельской тундры и пойма реки Печоры покрыты торфяными болотами. Почвогрунты провинции представлены типичными морскими отложениями с включениями валунов и гальки. Основные типы пород, слагающих грунты составляют супеси и суглинки. Самый север провинции сложен многолетнемерзлыми породами того же состава. Равнинный рельеф, небольшое распространение болот, сравнительно спокойное залегание основных геологических границ делают провинцию особо благоприятной для развития сейсмических поисковых и разведочных работ. Особенностью их является необходимость использования наиболее продолжительного по времени зимнего сезона для выполнения основного объема сейсмических исследований. Таким образом, по известной номенклатурной классификации грунтов, принятой в нашей стране, почвогрунты Тимано-Печорской провинции можно характеризовать как слои сезонного промерзания с сильнольдистым вечномерзлым основанием с твердомерзлой структурой прочно сцементированные льдом со средней температурой минус 1 °С.

Волго-Уральская подпровинция расположена в пределах Пермской, Екатеринбургской, Вятской, Ульяновской, Куйбышевской, Оренбургской, Саратовской и Волгоградской областей, а также Татарской, Башкирской и Удмуртской республик. Площадь 700 тыс. км2. Первое месторождение нефти открыто в 1929 г. Наиболее известные месторождения: Ромашкинское, Новоелховское, Арланское, Шкаповское, Туймазинское, Покровское, Мухановское, Ярино-Каменноложское, Бавлинское и другие. Географически провинция расположена в восточной части Восточно-Европейской равнины, где занимает лесную, лесостепную и степную зоны.

Волго-Уральская провинция приурочена к восточной части Восточно-Европейской платформы и Предуральскому прогибу. На севере ограничена Тимманом, на востоке –

15

СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru

Уралом, на юге граничит с Прикаспийской синеклизой, на западе с Воронежским сводом и Тохмовско-Сысельской системой сводов. Фундамент платформы докембрийский, гетерогенный. Мощность платформенного венд-рифейского и палеозойского чехла в ее восточной части 9-12 км. Разрез осадочного чехла представлен континентальными, прибрежно-морскими и морскими образованиями венд-рифейского, девонского, каменноугольного и пермского комплексов. Здесь выявлен ряд крупных сводов – Татарский, Пермско-Башкирский, Жигулевско-Оренбурский и другие, впадин, валов и прогибов, которые осложнены локальными поднятиями размерами от 1х2 до 10-50 км и амплитудами от 10 до 100 м и более. Нефтегазоносные отложения девона, карбона и Перми. Продуктивные горизонты залегают на глубинах от 0,5 до 5 км. Залежи в основном пластовые, сводовые, литологически экранированные, массивные. Занимая большей частью центральные области Восточно-Европейской равнины, принадлежит поясу умеренно-континентального климата. Среднегодовая температура выше нуля и достигает

+10-15 °С. Грунты состоят в основном из черноземных и каштановых почв на юге, находятся в условиях сезонного мерзлого состояния не продолжительного во времени. Природные зоны на этой территории – лесная, лесостепная и степная. Рельеф преимущественно равнинный с незначительными взгорьями. В лесостепной и степной зонах отмечается значительное количество оврагов. Преобладающие геологические породы ВЧР суглинки, супеси и глины на севере провинции постепенно сменяются мощными черноземами лесостепи и степи мощностью до 0,8 м.

Прикаспийская нефтегазоносная зона расположена в пределах Уральской, Гурьевской, Мангышлакской и Актюбинской областей Казахстана, Волгоградской, Саратовской, Астраханской областей и республики Калмыкия РФ. Площадь ее составляет 500 тыс. км2. Открыто более 110 месторождений, в том числе 86 в надсолевых и 26 в подсолевых отложениях. Географически расположена в Прикаспийской низменности. Северная часть относится к степной зоне, южная – к зоне полупустынь.

Прикаспийская провинция приурочена к одноименной синеклизе в юго-восточной глубоко погруженной части Восточно-Европейской платформы. Фундамент докембрийский гетерогенный. Глубина залегания его поверхности на севере и западе 7– 7,5 км, на юге и востоке 6–7,5 км в зонах поднятий Волго-Уральской системы и на Астраханском своде, а в разделяющих их седловинах достигает 9–10 км. От бортовых частей синеклизы фундамент уступами погружается к центральной части до глубины 15– 20 км. Мощная соленосная толща (3–4 км) нижнепермского возраста разделяет осадочный чехол на подсолевой и надсолевой комплексы. Надсолевой комплекс общей мощностью от 2 до 8 км включает отложения от уфимского и казанского ярусов верхней Перми до

16