книги из ГПНТБ / Бурштар М.С. Основы теории формирования залежей нефти и газа

Адыгейский выступ в Азово-Кубанском бассейне, Ставропольский свод и южный склон вала Карпинского в Среднекаспийском бас­ сейне, Триполитанская антеклиза (Сахаро-Ливийский бассейн) и др.

От предыдущих двух типов нефтегазоносных бассейнов (зон нефте­ газонакопления) отличаются бассейны, характеризующиеся актив­ ными дифференцированными подвижками, приводящими не только к сложному соотношению тектонических элементов (блоков) внутри бассейна, но и к сложным фазовым соотношениям. В зонах, отли­ чающихся периодичностью высокоамплитудных погружений и воздыманий, существуют условия для формирования залежей различ­ ных фазово-генетических типов (газонефтяные залежи с различ­ ными соотношениями объемов газовой и жидкой фаз). В результате изменения соотношений пластовых давлений и давлений насыще­ ния возникают условия для выделения растворенного газа в сво­ бодную фазу, растворения нефти в свободном газе и, наоборот, растворения свободного газа в нефти.

Таким образом, для тектонически подвижных зон на отдельных этапах характерно сочетание признаков, характеризующих как бас­ сейны устойчивого унаследованного развития, так и зоны, отстаю­ щие или воздымающиеся в процессе общего прогибания. В связи с этим в верхней части разреза пластовые давления в нефтегазо­ носных горизонтах могут быть ниже критических для двухфазных систем (газонефтяных в широком понимании), что создает благо­ приятные условия для формирования как газовых и газонефтяных, так и нефтяных залежей. В глубоко погруженных горизонтах наи­ более вероятно обнаружение преимущественно газоконденсатных, нефтяных и нефтеконденсатных залежей.

Описанные выше зоны в большинстве случаев принадлежат впадинам (бассейнам) мезозойской и кайнозойской складчатости (Ферганская, Венская, Ирравадийская, Калифорнийская впадины и др.).Осадочное выполнение таких впадин нарушено разрывами. Структурные ловушки в виде фезко выраженных поднятий распо­ лагаются в периферийных частях, а также внутри впадин. В пре­ делах палеозойской складчатости нефтегазоносными бассейнами та­ кого типа являются Восточно-Канадский и Шотландский, весьма бедные залежами из-за разрушения их в результате длительной денудации палеозойских складчатых сооружений (Оленин, 1966).

По объему осадочного выполнения нефтегазоносные бассейны делятся на крупные, средние и мелкие. К крупным нефтегазоносным (седиментационным) бассейнам относятся впадины в современной структуре земной коры мощностью около 2—2,5 км или с объемом осадочного выполнения более 1 млн. км 3 . Мощность осадочных об­ разований последовательно, степень погружения бассейна опре­ деляют особенности генерации углеводородов, дифференциации их в процессе миграции и аккумуляции и размещения их ско­ плений.

223

гетерогенные бассейны в противоположность относительно одно­ родным по строению бассейнам — гомогенным. К типу гетерогенных относятся также бассейны, различные ярусы которых имеют разное происхождение. В этом случае структурные планы ярусов могут совпадать (Скалистые горы, Предкавказье и др. районы).

Различные типы нефтегазоносных бассейнов отличаются друг от друга по сочетанию в разрезе разных литолого-стратиграфиче- ских комплексов и по соотношению гидродинамических систем. Сходными чертами обладают прежде всего бассейны, близкие по своему геотектоническому положению (Предкарпатский, Предкавказский, Предкопетдагский прогибы, Голф-Кост, Прикаспийская впадина и др.).

Отдельные месторождения и зоны нефтегазонакопления могут полностью или частично накладываться друг на друга,, а нередко и пересекаться. Это связано с характером и направленностью складкообразовательных движений, охватывающих отдельные литологостратиграфические комплексы в разное время или же предшествую­ щих во времени началу накопления молодых образований, толщи которых формируются в другом плане.

При сложном многоярусном строении зон нефтегазонакопления процессы формирования залежей могут происходить самостоятельно в каждом структурном ярусе (Терско-Сунженская зона в Восточ­ ном Предкавказье) за счет сингенетично-нефтепроизводящих толщ в каждом ярусе.

Иные соотношения зон нефтегазонакопления имеют место, напри­ мер, в Маракаибском бассейне (Венесуэла), где залежи нефти в ниж­ ней части разреза связаны со сводами брахиантиклинальных под­ нятий, осложняющих антиклинальную зону, а в верхней части расположены многочисленные залежи, приуроченные к монокли­ нали, срезанной несогласием.

Из анализа материалов, характеризующих нефтегазоносные бас­ сейны и зоны нефтегазонакопления, вытекает, что в основу их выделения должна приниматься совокупность геологических и гидродинамических признаков, связанных как с современой струк­ турой, так и с особенностями ее развития во времени.

Потенциальные возможности бассейна и зоны нефтегазонакопле­ ния определяются прежде всего мощностью (объемом) осадочного вы­ полнения, обусловленной устойчивым унаследованным прогибанием.

Несмотря на огромное разнообразие зон нефтегазонакопления, формирование их подчинено определенной закономерности, выра­ женной в отчетливой вертикальной, а в зависимости от нее и простран­ ственной зональностью размещения определенных типов залежей. Ведущим фактором нефтегазообразования и формирования залежей является погружение нефтегазоносных формаций.

Инверсия обусловливает перемещение уже возникших залежей в зоны более низких температур и давлений, а следовательно, и пере­ ход одних фазово-генетических типов залежей в другие (чисто неф­ тяных залежей в нефтяные с газовой шапкой, газоконденсатных

224

газоконденсатная с нефтяной оторочкой, 5 — газовая; в — твердые углево­ дороды.

в газовые с нефтяной оторочкой и т. п.). На схеме (рис. 63) показано размещение вертикального ряда скоплений углеводоро­ дов и их пространственные связи.

пропан и др.). В зоне мезокатагенеза на длиннопламенной, газовой и жирной стадиях метаморфизма в интервале глубин 1,5—6 км образуются как жидкие, так и газообразные углеводороды вплоть до твердых. В верхней части интервала (1,5—3,0 км) преобладают нефти, в нижней (3—6 км) — конденсаты и высокотемпературный метан.

Таким образом, выделяются две зоны генерации преимуществен­ но газообразных углеводородов: верхняя и нижняя. Если в верхней

метан, генерируются непосредственно из органического вещества, а также за счет метаморфизации жидких углеводородов в за­ лежах.

В интервале глубин от 1,5 до 5 км при температуре от 60 до 130 °С вначале генерируются преимущественно жидкие углеводороды нефтяного ряда, затем при увеличении температуры — углеводороды конденсатного ряда и тяжелые гомологи метана (5—6 км).

В интервале глубин 6—8 км вновь образуется преимущественно сухой газ (высокотемпературный метан). На глубинах 8—10 км генерируется лишь высокотемпературный метан и, очевидно, обра­ зуется твердое углеродистое вещество.

Таким образом, интервал глубин 1,5—4 км является основной зоной преимущественного образования углеводородов в жидкой фазе (ГФН по -Н. Б . Вассоевичу). Нижний предел промышленной нефтеносности находится на глубинах 5—6 км, а промышленной газоносности — на глубине около 8 км.

Распределение залежей нефти и газа (и различных сочетаний скоплений углеводородов в жидкой и газовой фазах) зависит прежде всего от структурно-тектонических условий, определяющих энерге­ тический фактор эмиграции и миграции флюидов.

Раннее возникновение структурных ловушек небольших амплитуд в краевых частях впадин обеспечивает возможность формирования в верхней части осадочного выполнения, на первых этапах обра­ зования бассейна, залежей низкотемпературного метана.

При мощностях бассейна до 4000 м и умеренных температурах (120—150° С) происходит генерация преимущественно углеводоро­ дов в жидкой фазе, поэтому из вертикального ряда скоплений угле­ водородов в этом интервале глубин присутствуют в основном газо­ нефтяные и нефтяные залежи. Причем для формирования таких залежей необходимы ловушки более контрастные, с крутыми углами наклона крыльев, в несколько раз превышающими углы региональ­ ного падения слоев.

Проведенными исследованиями установлено, что вертикальная зональность формирования скоплений углеводородов не совпадает с вертикальной зональностью (интервалами глубин) генерации угле­ водородов. Как правило, зоны генерации и эмиграции углеводородов гипсометрически находятся значительно ниже зон формирования залежей нефти и газа.

226

Если эмиграция нефти происходит на глубине около 3 км, то формирование ее залежей происходит в интервале глубин от 1500 до 2000 м. Именно этим можно объяснить приуроченность макси­ мального числа нефтяных и газонефтяных залежей к этим глубинам. На глубинах более 2 км наблюдается закономерное уменьшение плотности нефти, увеличение степени газонасыщенности и появле­ ние наряду с нефтяными залежами газоконденсатных и нефтегазоконденсатных.

На глубинах 6 км и более температура достигает 200° С, что создает условия для полной деструкции нефти и образования метана.

Приведенные выше соображения об особенностях генерации углеводородов, эмиграции из нефтепроизводящих толщ и миграции их и формирования различных фазово-генетических типов залежей позволяют районировать нефтегазоносные бассейны и зоны нефте­

Распределение месторождений (газовых, газонефтяных, нефтя­ ных и газоконденсатных) подчиняется определенной зональности, зависящей от особенностей тектонического развития бассейна на отдельных крупных этапах геологической истории.

РАЗМЕЩЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

Нефтяные и газовые месторождения в земной коре распределены неравномерно. В одних районах сосредоточны месторождения с гро­ мадными запасами нефти и газа, либо только нефти (преимущественно нефти), либо только газа (преимущественно газа). В других районах сконцентрированы мелкие и средние месторождения, а в третьих — среди мелких месторождений выявлены крупные месторождениягиганты, в которых содержатся колоссальные запасы нефти и газа. Наряду с этим существуют территории, в пределах которых нет

частях горных сооружений, поскольку в их пределах нет соответ­ ствующих условий для формирования и сохранения залежей. Благо­ приятные условия отмечаются лишь в межгорных впадинах, где осадочный чехол сложен сравнительно слабодислоцированными породами.

Рассмотрение фактического материала показывает зависимость региональной нефтегазоносное™ отдельных стратиграфических толщ в основном от палеотектонических, палеогеографических и палеогидродинамических условий. Так, например, палеозойские отложения

Волго-Уральской нефтегазоносной области являются регионально нефтегазоносными и содержат огромные количества нефти и газа.

В пределах Месопотамской впадины в отложениях миоцена, формировавшихся в прибрежно-морских и лагунных условиях, рас­ полагаются крупные нефтяные месторождения. В то же время в во­ сточной части Аравийской платформы, где эти отложения накапли­ вались в лагунных и континентальных условиях, в неблагоприятной геохимической обстановке, нефтяных скоплений не установлено.

В Восточном Предкавказье верхнемеловые отложения ТерскоСунженской зоны содержат большие запасы нефти. Отложения же этого возраста в платформенных условиях смежных территорий не являются регионально нефтегазоносными и лишь на отдельных площадях здесь отмечены незначительные скопления нефти.

В пределах различных геотектонических областей возраст нефте­ газоносных формаций не одинаков. Так, на древних платформах (области добайкальской складчатости) нефтеносные горизонты при­ урочены в основном к палеозойским отложениям, а на эпигерцинских платформах нефтегазоносные горизонты имеют мезозойский возраст.

В межгорных и предгорных прогибах альпийских складчатых зон возраст нефтегазоносных толщ в основном палеоген-неогеновый. Но это не исключает наличия залежей нефти в формациях началь­

размещение скоплений нефти и газа и соотношение зон нефтегазо­ накопления (а следовательно, и запасов) на разных континентах неодинаковое. Так, в платформенных областях Северной Америки зоны нефтегазонакопления расположены в основном на погружении платформы, а в Южной Америке, наоборот, нефтяные и газовые залежи сосредоточены в межгорных и предгорных прогибах, а в плат­ форменных областях районы нефтегазонакопления занимают незна­ чительное место. На территории Ближнего Востока зоны нефтегазо­ накопления сконцентрированы главным образом в платформенной части. В Юго-Восточной Азии основные запасы нефти и газа раз­ мещаются в пределах межгорных впадин Индонезии, Северного Кали­ мантана и Бирмы.

На территории СССР основные запасы нефти и газа размещены в платформенных областях — преимущественно нефтяных на древ­ ней (Русской) платформе и преимущественно газовых на молодых платформах (Западно-Сибирская и Скифско-Туранская). Причем наибольшие запасы приурочены к внутриплатформенным зонам нефтегазонакопления, связанным с обширными и глубокими впа-

228

динами (бассейнами), являющимися зонами генерации углеводо­ родов.

На втором месте по концентрации нефтяных и газовых месторож­ дений в СССР находятся предгорные прогибы. К ним относятся прежде всего Предкавказская система прогибов, Предкарпатский, Предкопетдагский и Предуральский прогибы. Наиболее богатым из них по концентрации месторождений и запасов является Предкавказский. В прогибах преимущественное развитие имеют нефтя­ ные месторождения.

Формирование крупных зон нефтегазонакопления обусловли­ вается совокупностью ряда благоприятных геологических факто­ ров, среди которых при прочих равных условиях основную роль играют процессы унаследованного развития зон нефтегазообразо­ вания и нефтегазонакопления.

Устойчивое общее прогибание нефтегазоносных бассейнов и на этом фоне относительное прогибание зон нефтегазообразования и воздымание зон нефтегазонакопления создавали благоприятные условия для миграции углеводородов и аккумуляции их в ловушках. Устойчивые тектонические тенденции способствовали сохранению

Такими благоприятными условиями характеризуются не все неф­ тегазоносные бассейны. Выгодно в этом отношении отличается

газоносными являются в основном палеозойские отложения, а к югу

Межгорные впадины западного склона Северо-Американской платформы (провинция Скалистых гор), разделенные массивными поднятиями, выполнены палеозойскими и мезозойскими отложениями, являющимися нефтегазоносными. Эти отложения, в различной степени дислоцированные, образуют крупные региональные зоны нефтегазонакопления.

Наибольшей нефтегазоносностью характеризуется платформен­ ная часть территории Северной Америки. В течение длительного

229

формировались различного типа ловушки, связанные с эрозионной поверхностью, образованием баров, литологическим замещением песчаных разностей глинистыми. Таким образом создавались благо­ приятные условия для образования крупных месторождений (типа Пембина в Канаде).

В миоцен-плиоценовое время в Голф-Косте (штат Луизиана) сформировалась мощная песчано-глинистая толща, ставшая гигант­ ским вместилищем нефти и газа. В меловых отложениях Голф-Коста содержится уникальное нефтяное месторождение Ист-Тексас с запа­ сами 954 млн. т.

Большинство бассейнов Северной Америки являются нефтенос­ ными с небольшим количеством газовых месторождений. Наряду с этим имеются газоносные бассейны при незначительном количестве нефтяных месторождений, например такие бассейны, как Сен-Хуан в южной части территории Скалистых гор, Сакраменто в Калифор­ нии, Хьюготон на Мидконтиненте и др.

Наглядным примером размещения преимущественно нефтеносных или преимущественно газоносных являются Пермский и Западный Внутренний нефтегазоносные бассейны. В Пермском бассейне проис­ ходит последовательная смена чисто нефтяных месторождений в периферийных частях впадин газонефтяными на их крутых бортах, газоконденсатными в центральных частях впадин и чисто газовыми в наиболее погруженных горизонтах впадин Делавер и Вал-Верде (глубины 5000 м и более).

В Западном Внутреннем бассейне, как и в Пермском, повторяется последовательность нарастания газоносности с глубиной и исклю­ чительная газоносность горизонтов, расположенных ниже 5000 м.

Ю ж н а я А м е р и к а . Геологическое строение Южной Аме­ рики (рис. 64, б) существенно отличное. Значительную часть ее тер­ ритории занимают выходы пород добайкальского фундамента.

В пределах добайкальской платформы выделяются щиты (Гвианс­ кий, Центральнобразильский, Прибрежно-Бразильский и три ост­ ровных щита), внутриплатформенные впадины и краевая платфор­ менная впадина.

Основными нефтегазоносными бассейнами Бразилии являются Амазонский, Мараньяо и Паранский. Они представляют собой об­ ширные внутриплатформенные впадины, выполненные мощным чех­ лом палеозойских, мезозойских и кайнозойских преимущественно терригенных образований. Характерной особенностью этой толщи является широкое развитие лавовых покровов, как результат интен­ сивной вулканической деятельности в триасовый и юрский пе­ риоды.

Вдоль северного и западного краев Южно-Американской плат­ формы проходит Тихоокеанский мезозойско-кайнозойский складча­ тый пояс (Анды). От платформы Анды отделяются Предандийскими предгорными прогибами, протягивающимися вдоль всего континента. В пределах этой протяженной полосы крупные зоны нефтегазона­ копления установлены только в Восточно-Венесуэльском бассейне.

232

В других частях системы Предандийских прогибов крупных зон нефтегазонакопления пока не установлено.

В пределах складчатой зоны выделяются межгорные впадины, среди которых наибольшее промышленное значение имеют Маракаибская и Колумбийская.

Во внешней зоне Тихоокеанского складчатого пояса выделяются несколько межгорных впадин с установленной промышленной нефтегазоносностью, среди них Гуаякильский нефтегазоносный бассейн, расположенный в пределах Перу и Эквадора. На восточном побе­ режье имеются несколько небольших межгорных впадин, из кото­ рых две являются нефтеносными.

Основные промышленные запасы Южной Америки сосредото­ чены в Венесуэле и связаны с третичными отложениями Маракаибского и Восточно-Венесуэльского бассейнов. Маракаибская впадина выполнена мощной толщей мезозойских и кайнозойских отложений (до 10 тыс. м), залегающих на метаморфизованных породах девона. Основными нефтегазоносными комплексами являются меловые, пале­ оценовые, эоценовые, олигоценовые и миоценовые отложения. В пес­ чаных коллекторах месторождений зоны Боливар (Кабимас, ТиаХуана и др.), имеющих общий контур нефтегазоносное™, сосредото­ чено 4,8 млрд. т нефти. Менее крупные, но значительные по запасам нефти бассейны Южной Америки приурочены к Среднемагдаленскому межгорному бассейну в Колумбии и межгорному бассейну Сан-Хорхе в Аргентине. Для венесуэльских бассейнов характерно наличие преимущественно тяжелой нефти, что, очевидно, можно объяснить незначительной глубиной нефтегазоносных горизонтов. В целом территория Южной Америки вследствие сложного строения, наличия многочисленных зон дробления, проявления интенсивной вулкани­ ческой деятельности и образования мощных лавовых покровов не могла быть благоприятной для формирования мощных нефтегазонос­ ных бассейнов (за исключением Маракаибского, Среднемагдаленского и Сан-Хорхе). Нефть и газ сосредоточены в основном в мезозой­ ских и кайнозойских отложениях.

Европа

З а п а д н а я Е в р о п а (рис. 65). В западной части европей­ ского континента расположено около 30 небольших нефтегазонос­

сейнов открыты крупные месторождения нефти и газа. Нефть нахо­ дится в различных геолого-тектонических условиях и обычно при­ урочена к небольшим по размерам и глубине бассейнам. Более благо­ приятная обстановка существовала для накопления газа в пермских отложениях Английского и Нижнесаксонского бассейнов Нидер­ ландов на больших глубинах и в кайнозойских отложениях бас­ сейна р. По.

233