5. Ловушки и залежи нефти и газа

Если на пути миграции УВ возникнут экран или барьер, то образуются скопления УВ. Ловушка – это часть природного резервуара, в котором создаются условия для улавливания флюидов. Наличие ловушки – основное условие формирования залежи. Залежь это скопление УВ в ловушках, все части которой гидродинамические связаны. Разделение флюидов в залежах происходит по гравитационному принципу: газовая, нефтяная и водная части. Соответственно выделяются и границы раздела: водонефтяной контакт (ВНК), газонефтяной контакт (ГНК), газоводяной контакт (ГВК). Необходимым условием возникновения залежи является наличие замкнутого контура.

Типизация и классификация залежей нефти и газа проводятся по различным признакам. Так по составу флюидов залежи делятся на нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, нефтегазовые, газовые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатные с нефтяной оторочкой, газовые. По объему нефти и газа и рентабельности разработки залежи выделяют промышленные и непромышленные.

Наиболее распространена классификация ловушек (залежей) И.О.Брода по типу ПР: пластовая; массивная; литологически ограниченная со всех сторон залежь.

Два типа пластовых залежей – пластово–сводовые и пластово–экранированные.

1. Пластово–сводовые (антиклинальный изгиб пласта).

2. Пластово–экранированные: тектонически экранированные, стратиграфически экранированные, литологически экранированные, экранированные соляным штоком, экранированные жерлом грязевого вулкана. Тектонически экранированные – в них разрывы могут быть и проводящими флюиды и выполнять роль экранов. Стратиграфически экранированные: экранирующая поверхность несогласия до формирования залежи; экранирующая поверхность несогласия после формирования залежи – асфальтеновая пробка. Литологически экранированные связаны с зонами выклинивания или фациального замещения пласта коллектора. Развиты в прибрежно–морских толщах в условиях частой перемены уровня моря.

Группа массивных залежей.

Отличительная черта массивных залежей это гидродинамическая связь всех частей залежи в единый ВНК. Движение флюида в значительной степени происходит в вертикальном направлении.

Выделяются три подгруппы: в структурных выступах (антиклинальные складки – Усинское, Уренгой, Ямбург); эрозионных выступах (выступы палеорельефа – Белый Тигр); биогенные выступ (рифы – Ишимбай).

К группе литологически ограниченных со всех сторон относятся залежи неправильной формы, ограниченные со всех сторон непроницаемыми породами (линзовидные песчаные тела, линзы доломитов в глинистых известняках).

6. Месторождения нефти и газа, зона нгн и нгб

Месторождения нефти и газа – совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади. Понятие месторождение включает в себя не только совокупность залежей, но и весь объем земной коры, в которых заключены залежи нефти и/или газа. Месторождения нефти или газа строго говоря не являются местами их рождения, а только местами их скопления, но этот термин укоренился, широко распространен и используется. Месторождения и залежь тоже разные понятия. На месторождениях могут быть ловушки и залежи неодинаковой морфологии, в разных стратиграфических комплексах.

Месторождение это участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей или одну залежь нефти и газа в ловушках, формирование которых обусловлено генезисом и строением этого участка.

На месторождении может быть разобщенность залежей в плане, но в пределах одной структуры – разноэтажность антиклинали, моноклинали, литологические экранированные. Они формировались независимо друг от друга, но находясь в пределах одного участка земной коры. Площадь месторождения составляет первые десятки и сотни кв. км, но известны и гигантские по площади месторождения.

Классификация месторождений проводится по различным критериям: по запасам УВ-сырья; по количеству залежей; по генезису и строению структур; по составу флюидов; по геотектоническому положению и др.

По по величине геологических запасов выделяются:

мелкие <10 млн. т нефти, < 10 млрд. м³ газа

средние 10–30 10–30

крупные 30–300 30–500

уникальные >300 >500

В США выделяются другие категории по крупности месторождений: А, В, С, D, Е, F, причем граничные значение их несравненно ниже. Например, гигантскими считаются месторождения нефти с извлекаемыми запасами свыше 13,5 млн т (100 млн баррелей) и газа свыше 1,7 млрд мз (б0 млрд фута).

По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковых в залежах,т.е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаще встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристике такого типа месторождения на первое место ставится флюид с наименьшей величиной запасов. Классификации месторождений нефти и/или газа по генетическому и морфологическому признакам структурных форм, их определяющих, проводились различными исследователями (А, А. Бакиров, И.О. Брод, Н.А. Еременко, И.В. Высоцкий, И.М. Губкин, Ф.Г. Крапп, Ю.А. Косыгин, В.Б. Оленин). Месторождения включают залежи, приуроченные к ловушкам разной формы и различного генезиса, поэтому ни одна из известных классификаций не охватывает всего многообразия месторождений. В основу которой положена классификация месторождений В.Б. Оленина, в которой используются два основных признака — генетический и морфологический. Наиболее крупные категории — типы выделяются на генетической основе, т.е. по процессам, приводящим к формированию тех или иных структурных форм-ловушек, которые доминируют в пределах данного месторождения. При оценке перспектив нефтегазоносности какой-либо территории и планировании поисково-разведочных работ этот признак позволяет судить о степени вероятности присутствия месторождений с определенной генетической характеристикой их структурных форм в данной геологической ситуации.

По генетическому принципу выделяются семь типов месторождений, каждый из которых подразделяется на классы и подклассы. Тип I — месторождения структурных элементов голоморфного (полного) складкообразования. Залежи в этих месторождениях связаны с ловушками, представляющими собой нормальные складки с различным наклоном крыльев, косые и опрокинутые складки, образованные в результате тангенциального сжатия. Такие месторождения широко распространены в молодых складчатых областях, например, Северный Сахалин, Таджикистан, Южная Туркмения, Калифорния; они приурочены к складчатым бортам краевых прогибов (Сев. Кавказ), к межгорным впадинам (Фергана). Этот тип объединяет два класса месторождений: 1) линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами; 2) линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами. В этом типе месторождения второго класса гораздо более многочисленны, чем месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами. По типу залежи пластовые сводовые, сводовые с дизъюнктивным экранированием, на крыльях моноклинальные дизъюнктивно экранированные; значительно реже встречаются массивные залежи. Ко второму классу также относятся месторождения, связанные со складчатыми надвиговыми структурами и покровами. Для таких месторождений характерно сдваивание или даже многократное повторение одновозрастных отложений и приуроченных к ним залежей.

Тип II — месторождения структурных элементов диаииризма подразделяется на три класса: 3) непрорванных соляных куполов, 4) закрытых диапиров, 5) открытых диапиров. Диапировые структуры, образованные пластичными глинистыми породами, принципиально не отличаются от соляных диапиров. Для них наиболее характерен 4-й класс месторождений — закрытых диапиров. Структурные элементы диапиризма принципиально отличаются тем, что их формирование происходит длительное время в процессе седиментации, неравномерный рост поднятий сопровождается перерывами в осадконакоплении и размывами. Ловушки и залежи, характерные для этого типа, разнообразны: пластовые сводовые, сводовые, осложненные разрывами, экранированные разрывом, стратиграфически экранированные (поверхностью несогласия) и литологически экранированные, в том числе ядром диапира. Типичным примером такого месторождения является Лок-Ватан (Апшеронский полуостров). Исследованиями последних лет установлено широкое распространение грязевого вулканизма в акваториях (Черное, Средиземное моря, Северо-Западная Атлантика, Норвежское море). Наличие грязевых вулканов — показатель перспективности недр на нефть и газ.

Тип III — месторождения структурных элементов отраженного складкообразования — наиболее распространенный тип месторождений; он включает два класса месторождений: 6) куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа (подклассы: А — пологих складок, Б — флексур) и 7) платформенных синклиналей. Ловушки могут быть как конседиментационными, так и постседиментационными; во всех случаях их формирование связано с вертикальным движением блоков фундамента.

Месторождений такого типа известно около 20 тысяч, cpeди которых гиганты (Ромашкинское, Самотлор) и очень крупные месторождения (Усть- Балыкское, Ново- Елховское, Бованенковское и др.).

Тип IV — месторождения структурных элементов разрывообразования, включает три класса месторождений: 8) приразрывных моноклинальных участков; 9) приразрывных трещиноватых участков, 10) горсты. Месторождения этого типа немногочисленны.

Нефтеносность приурочена к линзам тектонической трещиноватости, расположенным в пределах очень узких прямолинейных участков над разрывами, нарушающими более глубокие горизонты.

Тип V — месторождения рифогенных структур и соответственно класс месторождений 11 — рифовых массивов. Месторождения этого класса включают как единичные рифовые массивы — единичные рифовые постройки, атоллы, так и цепочки барьерных рифов, архипелаги. Ишимбайское месторождение в Башкирском Приуралье— одно из первых месторождений России такого типа, оно приурочено к сложному рифовому массиву раннепермского возраста, состоящему из пяти рифов и образующих единую залежь. С рифовыми массивами связаны крупные месторождения: Харьягинское в Харейверской впадине Тимано-Печорского бассейна, где присутствуют рифы в отложениях позднего девона. Месторождения такого типа известны в провинции Альберта (Канада)—крупнейшее месторождение Ледюк, в Мексике — Золотой пояс Мексики. Выявление месторождений такого типа — одно из перспективных направлений нефтепоисковых исследований настоящего времени.

Тип Vl — месторождения седиментогенных структурных элементов объединяет классы месторождений: 12) участков выклинивания на моноклинали; 13) локальных песчаных скоплений с подклассами А (баров), Б (русловых тел) и В (связанный с клинформами). Месторождения этого типа формируются при движении терригенного материала от источника сноса к бассейну седиментации. Вблизи источника сноса — это в основном литологически ограниченные ловушки в аллювиальных отложениях или руслах палеорек. Все эти тела являются аккумулятивными формами, возникшими за счет седиментации. Месторождения этого подкласса детально изучены и описаны И.М. Губкиным на Сев. Кавказе: «шнурковые» залежи (Нефтяно-Ширванское и др.). Такие залежи известны и в Тимано-Печорском бассейне (Войвожское месторождение).

Тип VII — месторождения эрозионно-денудационных структурных элементов, включает классы месторождений: 14) погребенных возвышенностей палеорельефа; 15) моноклиналей, срезанных поверхностью углового несогласия; 16) участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва.

Наиболее характерными являются ловушки экранирования по поверхности несогласия. Иногда присутствуют выклинивающиеся ловушки, образовавшиеся за счет вторичного заполнения пустот в частях природных резервуаров, примыкающих к поверхности углового несогласия. Залежи с экранированием поверхностью несогласия известны на многих месторождениях в Эмбенской области, в Волго-Уральском регионе (Туймазинское месторождение), в Тимано-Печорском бассейне (Усинское, Возейское, Западно-Тэбукское и др.). Месторождения 16 класса очень редки, это месторождения участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва.

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

Части земной коры, объединяющие однотипные нефтяные и/или газовые месторождения, выделяются в качестве самостоятельной категории нефтегеологического районирования и именуются большинством отечественных геологов-нефтяников зонами нефтегазонакопления. Понятие «зоны нефтегазонакопления» было введено И.О. Бродом. В работах А.А. Бакирова, И.О. Брода, И.В. Высоцкого, Н.А. Еременко, В.Б. Оленина, Н.Ю. Успенской, В.Е. Хаина оно не однозначно, хотя все определения включают главные признаки зон нефтегазонакопления территориальная близость и сходство строения месторождений нефти и газа, включенных в зону.

С генетических позиций наиболее соответствует этому понятию определение В.Б. Оленина (1977), согласно которому зона нефтегазонакопления — это часть земной коры в пределах структурно обособленного элемента последней, обеспечивающая своим строением и развитием общность условий формирования заключенных в ней месторождений нефти и газа. В плане зоны нефтегазонакопления бывают линейными и изометричными.

Классифицирование и типизация зон нефтегазонакопления проводилась по генетическому и морфологическому признакам многими исследователями (А.А. Бакиров, И.О. Брод, И.В. Высоцкий, Н.А. Еременко, В.Б. Оленин, Н.Ю. Успенская, В.Е. Каин). Ниже приводится классификация зон нефтегазонакопления В.Б. Оленина. Она, как и классификация месторождений нефти и газа, построена на тех же принципах: типы зон выделяются по генетическому признаку, классы внутри типов — по морфологическому.

Согласно указанному принципу выделяется семь зон нефтегазонакопления и восемь классов (табл. 1). Однако, при практических исследованиях не всегда можно определить генетическую природу как месторождения, так и зоны нефтегазонакопления. Подразделение по генетическому признаку возможно только в случае, когда природа объектов и/или групп объектов не вызывает сомнения это тектоническая и литолого- или седиментационно-стратиграфическая. В формировании ловушек месторождений зон нефтегазонакопления принимает участие группа факторов; проводить подразделения объектов следует по преобладающему признаку. Согласно вышесказанному, предлагаемая О.К.Баженовой и др. классификация зон нефтегазонакопления близка к классификации ловушек. По генетическому признаку выделяются три типа зон нефтегазонакопления: 1 — тектонический (или кинематогенный, рожденный движением); II — литолого-стратиграфический (связанный с изменчивостью литологического состава, обусловленного как особенностями седиментации, так и постседиментационными процессами); Ш — смешанный — литокинематогенный, в них оба фактора играют одинаково важную роль.

Таблица 1.

Классификация зон нефтегазонакопления

Тип	Класс
I. Тектонический (кинематогенный)	1) антиклинальный 2) региональных разрывов 3) горстовый
II. Седиметационно–стратиграфический (литолого–стратиграфический	4) литологического–выклинивания 5) стратиграфического срезания 6) рифтогенный 7) денудационно–эрозионный 8) катагенетический
III Литолого–тектонический (литокинематогенный)	9) соляно–купольный 10) гидродинамический 11) олистостромный

Формирование зон нефтегазонакопления, а в их пределах месторождений нефти и газа, определяется тремя группами факторов: генетической природой и морфологией зон нефтегазонакопления, пространственно-временными соотношениями зон и очагов нефтегазообразования, условиями и механизмом улавливания углеводородов.

Условия образования, накопления, перемещения углеводородов и сохранность скоплений нефти и газа реализуется в нефтегазоносном бассейне, являющимся автономной историко-генетической геологической системой, основной единицей нефтегазогеологического районирования. Под нефтегазоносным бассейном понимается область устойчивого и длительного погружения земной коры, в процессе которого формируется тело осадочных пород — состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания, которых обусловливают образование, накопление и сохранность в них промышленных скоплений нефти и газа.

Понятие нефтегазоносный бассейн было введено И.О. Бродом и стало использоваться с 40 — 50-х годов (И.О. Брод, Н.А. Еременко, В.Е. Хаин, В.Б. Оленин, И.В. Высоцкий, Л. Уикс и др.). Смысл замещения понятия провинции на бассейн (при практическом сохранении контуров соответствующих территорий) обусловлен стремлением отразить связь нефтегазообразования и формирования залежей с осадочными бассейнами. По аналогии с бассейнами углей и горючих сланцев понятие «нефтегазоносный бассейн» удобнее, а термин «провинция» представляется более широким.

Существует много дробных классификаций осадочных нефтегазоносных бассейнов. В основу одних положен тектонический (структурный) принцип, другие построены по генетическому принципу.

В основу приводимой ниже эволюционно-тектонической классификации нефтегазоносных бассейнов положены представления о зависимости нефтегазоносности бассейнов от направленности и уровня их развития, что в свою очередь определяется тектонической природой и уровнем развития данного участка земной коры (табл. 2).

По тектоническому положению и направленности развития, а, следовательно, условиям накопления и преобразования осадочных пород, условиям нефтегазообразования и нефтегазонакопления все бассейны подразделяются на три типа: платформ, переходных зон и подвижных поясов. Выделение крайних типов нефтегазоносных бассейнов в настоящее время может рассматриваться общепринятым, так как различия в нефтегазообразовании и нефтегазонакоплении на платформах и в геосинклинально-складчатых областях очевидны и подчеркиваются всеми исследователями. Переходные зоны или зоны континентальных окраин также характеризуются специфическими особенностями, поэтому бассейны зон сочленения континент-океан целесообразно выделить в отдельный тип. Условно можно выделить и четвертый тип — океанический, при современном уровне знаний он выделяется предположительно.

Платформенные бассейны распространены как на древних, так и на молодых платформах и содержат крупнейшие на планете скопления нефти и газа. Примером может служить Западно-Сибирский бассейн с гигантскими месторождениями Уренгой и Самотлор. Как видно, большая часть нефтегазоносных бассейнов (и прежде всего крупных и крупнейших) относится к прогибам, имеющим так или иначе рифтовую или надрифтовую природу. При таком широком понимании процессов рифтинга с ним, по некоторым оценкам, связывается от 70 до 80 — 95% потенциальных и установленных запасов нефти и газа. При этом преобладающая доля запасов приурочена к бассейнам пассивных окраин континентов, современных или древних (класс складчато-платформенных бассейнов). Предложенная классификация отражает систематику бассейнов, исходя из направленности их развития, соотносимого с общими закономерностями формирования осадочного слоя земной коры, однако надо иметь в виду, что не существует двух одинаковых бассейнов. Поэтому любая классификация является сравнительно условной и может отражать лишь некоторые принципиальные черты, в определенной степени их абстрагируя и формализуя.

Нетфегазоносные бассейны складчатых и орогенных областей (межгорные и переходных зон) с позиций тектоники литосферных плит связываются с процессами столкновения и поддвигания плит. При этом используются различные термины: зоны дивергенции, конвергенции, коллизии, субдукции, отражающие конкретные этапы развития указанных процессов. Различают сближение активных континентальных окраин с океанической плитой (субдукция) и континентов друг с другом (коллизия). В таких условиях ряд нефтегазоносных бассейнов приурочен к прогибам, возникающим в результате столкновения континентов в приграничных зонах. При надвигании одной плиты на другую часть ранее образовавшегося бассейна может оказаться под покровом надвинутой плиты. Подобные явления зафиксированы, например, в области Скалистых гор. Предполагается их широкое развитие во многих орогенных зонах. В целом крупные нефтегазоносные бассейны для зон конвергенции не характерны.

Таблица 2.

Эволюционно-тектоническая классификация нефтегазоносных бассейнов

Тип	Подтип	Класс	Бассейны
Платформы	Внутриплатфоррменный	Рифтовый	Рейнский Красноморский Днепрово–Донецкий
		Синеклиный	Среднерусский Мичиганский Иллинойский
		Платформенно–орогенный	Ферганский Таримский Бассейн Скалистых гор
	Окраинно-платформенный	Перикратонный	Прикаспийский Ливийский Северо–Черноморский Баренцевоморский
		Складчато–платформенный	Тимано–Печорский Азово–Кубанский Волго–Уральский Персидского залива
		Наложенных синеклиз	Прикаспийский Иркутский
Подвижные пояса	Островодужный	Фронтальные–дуговые	Тонга Барбадос Никобарский
		Междуговые	Восточно–Кубанский Луссон Волкегоп Сулу–Палаванский Кагаян
		Тыловодуговые	Южно–Охотский Уецу Калимантанский
	Складчато-орогенный	Орогенные	Панонский Южно–Якутский Маракаибский
		Складчатый (синклинорий)	Сахалино–Охотский Сахалино–Хоккайдский Адамантанский
Переходные зоны (области)	Пассивных окраин	Периконтинентально–платформенный	Бассейны атлантического побережья Африки и Южной Америки
		Рифтовый	Камбейский Восточно–Канадский Святого Лаврентия
	Активных окраин	Периконтинентально–складчатый	Гуаякильский Вентура Лос–Анджелес
		Активизированных платформенных окраин	Восточно–Китайского моря