pdf.php@id=6161.pdf
.pdfI+ -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
Тип |
|
Класс |
I. Тектонический (кинематогенный) |
1) антиклинальный |
|
|
2) региональных разрывов |
|
|
3) |
горстовый |
II. Седиментационно- |
4) литологического выклинивания |
|
стратиграфический |
5) |
стратиграфического срезания |
(литолого-стратиграфический) |
6) рифогенный |
|
|
7) |
эрозионно-денудационный |
|
8) |
катагенетический |
III. Литолого-тектонический |
9) |
соляно-купольный |
(литокинематогенный) |
10) гидродинамический |
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