pdf.php@id=6161.pdf

I+ -bis Б З 7К V Ia K>V|g

Рис. 7.18. Разрез месторождения Панхэндл-Хыоготон, США (по А.И. Леворсену): 1 — соленосные отложения, 2 — свита ангидрита, 3 — свита доломита, 4 — свита серых известняков, 5 — выветрившийся гранит, 6 — гранит, 7 — накопления обломков гранита, 8 — газ, 9 — нефть

Рис. 7.19. Месторождение Хасси-Мессауд (по П.А. Габриэлянцу): 1 — разрывные нарушения; 2 — нефть; 3 — поверхность стратиграфического несогласия; 4 — соль; 5 — гипсы, ангидриты; 6 — глины; 7 — песчано­ глинистые отложения; 8 — андезиты; 9 — песчаники; 10 — кварциты; 11 — гранитоиды

Рис. 7.20. Месторождение Белый Тигр (шельф Вьетна­ ма): 1 — разрывные нарушения; 2 — залежь нефти в измененных гранитных породах; 3 — скважины

открыто несколько месторождений, в которых залежи приуроче­ ны к разрушенным вершинам выступов гранитных тел.

К классу 15 относятся месторождения моноклиналей, срезан­ ных поверхностью углового несогласия. Наиболее часто встреча­ ются ловушки экранирования по поверхности несогласия. Ино­ гда присутствуют выклинивающиеся ловушки, образовавшиеся за счет вторичного заполнения пустот в частях природных резервуа­ ров, примыкающих к поверхности углового несогласия. Залежи с экранированием поверхностью несогласия известны на многих месторождениях: в Эмбинской области, в Волго-Уральском ре­ гионе (Туймазинское месторождение), в Баренцево-Печорском бассейне (Усинское, Возейское, Западно-Тэбукское и др.).

В этом классе известны и крупные месторождения, напри­ мер Ист-Тексас в Техасе, приуроченное к крупной ловушке на моноклинали со стратиграфическим (и литологическим) экрани­ рованием, расположенной на склоне поднятия Остин. Продук­ тивны песчаники Вудбайн позднемелового возраста с хорошими коллекторскими свойствами. Стратиграфическое экранирование обеспечило и формирование крупнейшего месторождения США на северном побережье Аляски — Прадхо-Бей, где основным продуктивным горизонтом являются пермо-триасовые песчани­ ки. В Западной Сибири со стратиграфическими экранами связа­ но крупное Талинское месторождение (рис. 7.21).

352

Рис. 7.21. Талинское месторождение нефти: 7 — водонефтяной кон­ такт; 2 — флюид: а — нефть, 6 — вода; 3 — алевролиты; 4 — глины

Месторождения класса 16 очень редки, это месторождения участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва. Примером может служить месторождение Халдиманад на северном берегу оз. Эри, в канадской провинции Онтарио. Продуктивные известняки среднего ордовика, отделенные от вышележащих пород поверхностью размыва, участвуют в строе­ нии крупной моноклинали. Однако моноклиналь не определяла морфологию месторождения и не контролировала образование

353

заключенных в нем ловушек. Месторождение представляет со­ бой крупный участок распространения линз выветривания под поверхностью размыва, возникших в результате выщелачивания карбонатного комплекса среднего ордовика при осушении этого участка земной коры в послесреднеордовикское время.

Распределение известных запасов УВ-сырья, по подсчетам Г.Д. Клемме (1971) по типам месторождений, следующее: наи­ большее количество разведанных мировых запасов нефти и газа сконцентрировано в месторождениях куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа, затем следуют ме­ сторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей. На долю месторождений всех остальных классов приходится незна­ чительная часть выявленных ресурсов нефти и газа, хотя отдель­ ные крупные месторождения известны и в других типах, среди которых основную роль играют месторождения соляных куполов и рифовых массивов.

Зоны нефтегазонакопления

Месторождения нефти и(или) газа одиночные и изолирован­ ные на земном шаре довольно редки. Нефтяные и(или) газовые месторождения обычно располагаются группами, включающими до нескольких десятков месторождений.

Как правило, территориально объединенными оказываются ме­ сторождения нефти и газа, характеризующиеся общностью усло­ вий формирования и сходной морфологией структурных форм.

Части земной коры, объединяющие однотипные нефтяные и(или) газовые месторождения, выделяются в качестве самостоя­ тельной категории нефтегеологического районирования и боль­ шинством отечественных геологов-нефтяников именуются зона­ ми нефтегазонакопления. Понятие «зоны нефтегазонакопления» было введено И.О. Бродом. В работах А.А. Бакирова, И.О. Брода, И.В. Высоцкого, НА. Еременко, В.Б. Оленина, Н.Ю. Успенской, В.Е. Хайна оно неоднозначно, хотя все определения включают главные признаки зон нефтегазонакопления — территориаль­ ную близость и сходство строения месторождений нефти и газа, включенных в зону.

С генетических позиций этому понятию наиболее соответ­ ствует определение В.Б. Оленина (1977), согласно которому зона нефтегазонакопления — это часть земной коры в пределах струк­ турно обособленного элемента последней, обеспечивающая своим строением и развитием общность условий формирования заключен­ ных в них месторождений нефти и газа. В плане зоны нефтегазо­ накопления бывают линейными и изометричными.

354

Классифицирование и типизация зон нефтегазонакопления про­ водилась по генетическому и морфологическому признакам мно­ гими исследователями (А.А. Бакиров, И.О. Брод, И.В. Высоцкий, Н.А. Еременко, В.Б. Оленин, Н.Ю. Успенская, В.Е. Хайн). Ниже приводится классификация зон нефтегазонакопления В.Б. Олени­ на. Она, как и классификация месторождений нефти и газа, постро­ ена на тех же принципах: типы зон выделяются по генетическому признаку, классы внутри типов — по морфологическому.

Согласно указанному принципу выделяются семь зон нефте­ газонакопления и восемь классов.

Тип I — зоны нефтегазонакопления структурных элементов голоморфного складкообразования. Класс 1 — антиклинальные зоны нефтегазонакопления. Такие зоны распространены очень широко. Они присутствуют на внутренних бортах краевых про­ гибов, в синклинориях, тыльных прогибах и в периферических частях впадин внутриплатформенных орогенов (рис. 7.22). Ан­ тиклинальные зоны нефтегазонакопления обладают различ­ ной формой в плане. На внутренних бортах краевых прогибов они, как правило, прямолинейны и соответствуют простиранию складчатых сооружений. В тыльных прогибах, на погружениях

Рис. 7.22. Ареалы антиклинальных зон нефтегазонакопления: а — ареал северо-восточного Сахалина; б — Южно-Ферганский ареал (выделен на карте, составленной В.Г. Клейнбергом и С.Н. Симаковым); 1 — граница ареала; 2 — месторождения нефти и газа; 3 — границы зон нефтегазона­ копления; 4 — обрамление впадины

355

мегантиклинориев и в периферических частях впадин эпиплатформенных орогенов антиклинальные зоны нефтегазонакопления часто изогнуты.

Тип II — зоны нефтегазонакопления, связанные с диапиризмом; класс 2 — соляно-купольные зоны нефтегазонакопления.

Зоны класса 2 всегда находятся в областях земной коры, ис­ пытавших значительное прогибание. Они известны в глубокопогруженных окраинных частях платформ (Прикаспий, Мексикан­ ский и Персидский заливы) и во внутриплатформенных грабенах, (например, Днепровско-Донецкий). В пределах глубокопогруженных окраинных частей платформ имеются прямолинейные и криволинейные зоны, однако в упомянутых частях платформ соляно-купольные месторождения гораздо чаще объединены в группы неправильной или изометричной в плане формы (южная прибортовая зона Прикаспийской впадины).

Тип III — зоны нефтегазонакопления структур отраженно­ го складкообразования. Класс 3 — зоны нефтегазонакопления, представленные платформенными поднятиями, — подразделяет­ ся на два подкласса: А — симметричные валы и своды, Б — флексурные валы.

Зоны нефтегазонакопления, представленные платформенны­ ми поднятиями, являются наиболее многочисленными среди всех выявленных на Земле. Они располагаются во внутренних и окраинных частях платформ, на внешних крыльях краевых про­ гибов и на срединных массивах.

Зоны подкласса А выражены пологими, симметричными в по­ перечном разрезе валами и сводами, возникшими в осадочном чех­ ле над крупными поднятиями фундамента или над его блоками, поднятыми по разломам. Для этих зон типичны месторождения, приуроченные к пологим складкам платформенного типа. На вос­ токе Русской плиты к таким зонам относятся Татарский, Перм­ ский и Башкирский своды; на Западно-Сибирской плите — Каймысовский, Северо-Сосьвинский, Сургутский, Нижневартовский своды и др. (В.Б. Оленин выделял указанные выше структурные элементы в качестве единиц нефтегеологического районировния более крупного порядка — ареалов зон нефтегазонакопления. Это понятие не получило широкого распространения.)

В подкласс Б входят зоны, представленные резко асимметрич­ ными в поперечном разрезе валами, образовавшимися над сочле­ нением блоков фундамента, испытавших дифференцированные вертикальные подвижки значительной амплитуды. Для этих зон типичны месторождения, связанные с флексурами. Зоны нефте­ газонакопления этого подкласса находятся на востоке Русской плиты.

356

Тип IV — зоны нефтегазонакопления структурных элементов разрывообразования. Класс 4 — зоны нефтегазонакопления, свя­ занные с региональными разрывами, обнаружены на погружен­ ных окраинных частях платформ, в грабенах и синеклизах.

Тип V — зоны нефтегазонакопления биогенных структурных элементов. Класс 5 — зоны нефтегазонакопления, выраженные рифовыми сооружениями. Рифовые зоны нефтегазонакопления расположены на склонах платформ и в крупных внутриплатформенных впадинах. Преобладают зоны отчетливо линейные в плане. Некоторые зоны этого класса резко извилисты или овалообразны. Известны также зоны, приуроченные к древним атоллам.

Тип VI — зоны нефтегазонакопления седиментогенных струк­ тур объединяют два класса: класс 6 — зоны, связанные с ре­ гиональным выклиниванием, класс 7 — зоны, связанные с си­ стемами локальных песчаных скоплений различного генезиса (прибрежных песчаных линз-баров, валов, клиноформных тел, речных песчаных скоплений, русловых тел и др.).

Зоны нефтегазонакопления, связанные с региональным вы­ клиниванием (класс 6 ), находятся в пределах крупных монокли­ налей и известны главным образом во внутриплатформенных впа­ динах, на склонах платформ и во впадинах эпиплатформенных орогенов. Зоны нефтегазонакопления, связанные с системами локальных песчаных скоплений (класс 7), распространены как в платформенных, так и в складчатых областях. Системы морских песчаных скоплений прямолинейны и характеризуются кулисо­ образным расположением баров и клиноформ относительно друг друга. Системы речных песчаных скоплений в плане извилисты, иногда сложно разветвлены.

Тип VII — зоны нефтегазонакопления эрозионно­ денудационных структурных элементов. Класс 8 — зоны нефте­ газонакопления, связанные с региональными несогласиями и зо­ нами эрозионных выступов фундамента.

При практических нефтепоисковых исследованиях не всегда однозначно можно определить генетическую природу как место­ рождения, так и зоны нефтегазонакопления. Например, анти­ клинальные зоны в межгорных впадинах могут относиться как к первому, так и к третьему типу зон нефтегазонакопления. Под­ разделение по генетическому признаку возможно только в случае, когда природа объектов и(или) групп объектов не вызывает со­ мнения — это тектоническая и литологоили седиментационностратиграфическая. В формировании ловушек месторождений зон нефтегазонакопления принимает участие группа факторов; проводить подразделения объектов следует по преобладающему

357

признаку. Согласно вышесказанному, предлагаемая классифика­ ция зон нефтегазонакопления близка к классификации ловушек. По генетическому признаку выделяются три типа зон нефтегазо­ накопления: I — тектонический (или кинематогенный, рожден­ ный движением); II — литолого-стратиграфический (связанный с изменчивостью литологического состава, обусловленного как особенностями седиментации, так и постседиментационными процессами); III — смешанный — литокинематогенный, в нем оба фактора играют одинаково важную роль (табл. 7.6).

Первый тектонический тип подразделяется на классы: 1 — антиклинальный, 2 — региональных разрывов, 3 — горстовый. Второй тип включает классы: 4 — литологического выклини­ вания, 5 — стратиграфического срезания, 6 — рифогенный, 7 — эрозионно-денудационный, 8 — катагенетический. Третий тип объединяет три класса: 9 — соляно-купольный, 10 — ги­ дродинамический, 11 — олистостромный. Последние два класса зон нефтегазонакопления изучены недостаточно и отнесены к литолого-тектоническому (литокинематогенному) условно.

Гидродинамические зоны нефтегазонакопления образуются в результате резкого изменения мощностей пластов-коллекторов — седиментационный или литогенетический фактор, но их фор­ мирование также обусловлено высокими гидродинамическими напорами, свойственными тектонически активным зонам, — тектоногенный фактор. Гидродинамические ловушки формируют­ ся на моноклиналях, на склонах и сводах антиклиналей и др. (рис. 7.23).

Олистостромные зоны нефтегазонакопления (класс 11) обра­ зованы крупными подводно-оползневыми телами, которые пред­ ставляют собой линзы хаотично перемятых песчано-глинистых

Таблица 7.6

Классификация зон нефтегазонакопления

И) олистостромный

358

1/ \1 ШЗг EU3 l - ~ i * In \ s

Рис. 7.23. Схематические разрезы гидравлически экранированных зале­ жей нефти и газа у проводящих разломов (а), в сводах антиклиналей (б), на моноклиналях: на участках изменения фильтрационных свойств коллектора (в), под стратиграфическими несогласиями (г), на структур­ ных выступах, осложняющих моноклиналь (д), у границ фациального замещения коллекторов (е) (Еременко, Чилингар, 1995): 1 — пьезоме­ трическая поверхность; 2 — пласт-коллекгор; 3 — глинистые породы;

4 — направление движения вод; 5 — залежи нефти и газа

образований, заключенных в глинистый осадок. Зоны такого типа формируются вдоль континентальных склонов в тектониче­ ски активных областях (о. Барбадос, Куба). Видимо, к ловушке такого типа приурочено месторождение Самгори в Грузии.

Формирование зон нефтегазонакопления, а в их пределах ме­ сторождений нефти и газа определяется тремя группами факто­ ров: 1) генетической природой и морфологией зон нефтегазо­ накопления, 2 ) пространственно-временными соотношениями зон и очагов нефтегазообразования, 3) условиями и механизмом улавливания углеводородов.

7.3. ФОРМИРОВАНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Выявление условий и времени формирования месторожде­ ний углеводородов имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Процессы формирования определяют­

359

ся тектоническими, литологическими, гидрогеологическими и другими факторами, основными из которых являются: характер структур, интенсивность тектонических движений, присутствие НМ-толщи, условия нефтегазообразования, свойства породколлекторов и флюидоупоров, наличие путей миграции и др. В общем виде время начала образования скопления — залежи определяется моментом формирования ловушки при условии, что к тому времени в бассейне уже начались процессы интенсив­ ной генерации углеводородов.

Образование залежи происходит в результате перемещения микронефти в материнских породах, а затем микронефти-нефти, собравшейся в глобулы, нефтяной эмульсии, «шнурка» нефти в коллекторах до тех пор, пока они не попадут в ловушку. Послед­ няя может образоваться и в материнской толще за счет приобре­ тения породами коллекторских свойств в каком-то определенном участке. Тогда микронефть-нефть испытывает минимальное пере­ мещение. В коллекторе происходит слипание глобул, всплывание их под действием архимедовых сил. В процессе этого движения формируется гомогенная масса — «шнурок», движение которого происходит вверх по восстанию пласта природного резервуара в виде отдельных струй вместе с потоками воды. Поскольку термо­ динамические обстановки различаются в разных частях осадочно­ го бассейна, потоки движутся из областей больших напряжений, более высоких давлений в область меньших давлений. При этом происходит дифференциация флюидов. Разница в давлениях соз­ дается как за счет различного статического давления (нагрузки вышележащих пород), так и за счет складчатых, орогенических

идругих тектонических процессов. Заметное влияние имеют и литогенетические преобразования пород, особенно процессы де­ флюидизации, уплотнения-разуплотнения. Подвижные вещества перемещаются по порам, трещинам, вдоль разрывов и т.д. Ги­ дравлический фактор имеет большое значение. При инфильтрационном режиме в относительно неглубоких горизонтах потоки воды направлены из областей питания вниз по пластам проница­ емых пород, их перемещение в некоторых случаях играет роль в процессах формирования залежей. Обычно рассчитывается дав­ ление воды в пласте в зависимости от высотной отметки участка питания пласта на поверхности (пьезометрическая поверхность)

иглубины залегания пласта в какой-то точке (рис. 7.24). Если пласт сообщается с поверхностью на уровне моря, этот уровень и является его пьезометрической поверхностью. Гидростатическое давление в любой точке этого пласта будет определяться глуби­ ной его залегания в этой точке. Известно, что давление в столбе воды повышается на 1 МПа при погружении на 100 м, плотность

360