Вертикальная зональность в размещении залежей нефти и газа

Вертикальная зональность в образовании УВ различных состава и фазового состояния и рассмотренные ранее механизмы формирования скоплений УВ обуславливают появление вертикальной зональности в распределении залежей нефти и газа.

Впервые проблема вертикальной зональности возникла при обнаружении под нефтяными залежами газоконденсатных, а одно из первых исследований вертикального распределения скоплений УВ принадлежит Г. Хадсону (1960) на примере Пермского нефтегазоносного бассейна США – крупнейшего в Мексиканском заливе (Галф-Кост).

Г. Хадсон установил, что соотношение нефтяных и газовых (включая газоконденсатные) закономерно меняется с глубиной. На глубинах более 2400 м нефтяные залежи составляют 46% от залежей нефти и газа, глубже 3000 м – 37%, на глубинах 3600 м – 30%, глубже 4200 м – 18% и на глубинах , превышающих 5800 м – всего 11%.

Анализ данных поискового бурения в США за отрезок времени 25-30 лет позволил Г. Хадсону также установить отчетливо намечающуюся тенденцию к уменьшению размеров (запасов) газовых и нефтяных залежей с глубиной.

Сокращение размеров залежей с глубиной установлено для калифорнийского нефтегазоносного бассейна Лос-Анджелес. Здесь из 174 залежей 131 расположена на глубинах 1950 м, 37 – в интервале 1950-2850 м и только 6 – глубже 2850 м. На долю этих шести залежей приходится всего 0,1% общей добычи УВ в бассейне; добыча из залежей в инт. 1950-2850 м составляет 3,3%, а из вышележащих залежей – 96,6%. При этом нижняя часть разреза хорошо изучена глубоким бурением.

В России, странах СНГ и в ряде зарубежных стран было установлено, что в масштабе НГБ зональность в распределении скоплений УВ в общем отвечает зональности в образовании УВ.

Наиболее четкое совпадение наблюдается в бассейнах платформенных областей и, в особенности, с большой мощностью отложений, в меньшей степени – в бассейнах складчатых областей. Наблюдаемые отклонения как во взаимном распределении скоплений УВ различного фазового состояния, так и в глубинах их залегания обусловлены различными причинами. Например:

- степенью герметичности верхней части разреза бассейна, соответствующей зонам образования УВ газа, объясняется тот факт, что в бассейнах складчатых областей скопления газа редко сохраняются и вертикальный ряд начинается с залежей нефти;

- в бассейнах, имеющих форму чашеобразных синеклиз с моноклинальным строением бортов, газовые залежи плохо сохраняются вследствие слабой структурной расчлененности;

- сильно влияет на взаимное размещение нефти и газа появление в разрезе мощных эвапоритовых толщ (покрышек).

Принципы нефтегазогеологического районирования Понятие о нефтегазоносных провинциях и бассейнах. Классификации

Основной целью нефтегазогеологического районирования является выделение в пределах материков и их подводных окраин, а также областей развития современных геосинклиналей элементов трех категорий:

1) нефтегазоносных, т.е. с выявленными скоплениями нефти и/или газа;

2) потенциально нефтегазоносных или перспективных в нефтегазоносном отношении;

3) возможно нефтегазоносных, т.е. территорий, степень изученности которых не позволяет оценить их перспективы однозначно.

Разработка методов нефтегазогеологического районирования является одной из важнейших задач геологии нефти и газа и основывается на выявленных закономерностях пространственного размещения месторождений нефти и газа и на представлениях о происхождении нефти (газа), об условиях формирования и сохранения этих скоплений.

Первые попытки нефтегазогеологического районирования были предприняты в конце XIX века, они сводились к оконтуриванию территорий с поверхностными проявлениями нефти, газа, выходами асфальта, грязевыми вулканами. Позднее была установлена связь нефтяных месторождений с зонами развития антиклиналей и разрывов (Г. Абих, 1847, Д.И. Менделеев, 1877, Г. Романовский, 1877).

В начале XX века Л. Дэлоне (1913), К.И. Богданович (1921) указали на связь скоплений нефти и газа с крупными структурными элементами (окраинами докембрийских платформ, молодой складчатостью и др.) и стратиграфическими подразделениями. В это же время на территории США выделены нефтегазоносные провинции (Э. Вудроф, Ч. Шухерт, 1919).

Структурный принцип нефтегазогеологического районирования возник в начале развития геологии нефти и газа, когда основным методом познания поисковых закономерностей распределения нефтяных и газовых месторождений было выявление связи месторождений с различными структурными элементами осадочной оболочки земной коры. Структурный принцип в начале своего развития не учитывал представления о происхождении нефти и газа и формирования их скоплений.

В 40-х годах и начале 50-х годов в нефтегазогеологическом районировании появилась новая тенденция в определении критериев перспективности. И.М. Губкин (1934), Н.С. Шатский (1936), И.О. Брод (1947), В.Е. Хаин (1951) и др. указывают на впадину, как на наиболее благоприятный структурный элемент для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, хотя в то время большая часть открытых месторождений УВ размещалась в пределах крупных сводов, поднятий, крупных антиклинальных зон.

В 1947 г. И.О. Брод сформулировал закон нефтегазонакопления. Образование и сохранение скоплений нефти и газа обуславливаются главным образом преобладанием погружения на многих, как малых, так и крупных этапах колебательных движений, а также степенью захоронения возникающих залежей.

На основе этого закона возникло первое генетическое определение понятия: нефтегазоносная провинция – единый длительно существовавший седиментационный бассейн, характеризующийся общностью условий битумообразования и нефтегазонакопления (И.О. Брод, 1947). Таким образом, впервые было предложено выделять нефтегазоносные территории не по структурной принадлежности, как это делалось ранее и делается некоторыми исследователями сейчас, а по условиям генерации и аккумуляции УВ.

Термин нефтегазоносная провинция (НГП) принят А. Леворсеном, И.М. Губкиным, А.А. Бакировым А.Я. Кремсом и др.

А.И. Леворсен (1967) под нефтегазоносной провинцией понимает регион, в пределах которого нефтяные и газовые месторождения находятся в одинаковых или близких геологических условиях.

А.А. Бакиров (1971, 1973) определяет нефтегазоносную провинцию как геологическую провинцию, включающую ассоциацию смежных нефтегазоносных областей (НГО), обладающих общими характерными чертами нефтеобразования и нефтегазонакопления в течение отдельных крупных циклов геологической истории (периодов или даже эр).

Согласно «Словаря по геологии нефти и газа» (ВНИГРИ, 1988) нефтегазоносная провинция (НГП) - единица нефтегеологического районирования мегапровинций, соответствующая отрицательным геологическим объектам надрегионального масштаба и являющаяся ассоциацией смежных нефтегазоносных областей с общими главными чертами регионального геологического строения, истории развития в течение всего времени существования осадочного чехла, условий нефтегазообразования. НГП выделяются лишь в пределах платформ и краевых систем. Примерами НГП могут служить Волго-Уральская, Предкавказская, Тимано-Печорская и др.

В 1947 г. В.В. Вебер предлагает ввести термин нефтегазоносный бассейн, под которым он подразумевает область распространения нефтеносных фаций в течение всего периода существования бассейна седиментации. Под нефтеносными он понимает фации, которые формировались одновременно с накоплением исходного органического материала для образования нефти.

Термин бассейн широко применяется в геологии. Под ним обычно понимается более или менее изометричная впадина, сложенная осадочными породами. Однако наиболее часто понятие бассейн ассоциируется с полезными ископаемыми – углем, солью, нефтью, газом и в таких случаях понимается как область распространения этих ископаемых, причем занимающих лишь часть структурной впадины.

В 1951 г. В.Е. Хаин предложил заменить название нефтегазоносная провинция термином нефтегазоносный бассейн, еще раз подчеркнув тем самым связь нефтяных и газовых месторождений с впадинами различных размеров и строения. Под нефтегазоносным бассейном В.Е. Хаин предлагает понимать длительно развивающуюся тектоническую единицу, являющуюся в течение определенного отрезка геологического времени областью развития процессов нефтеобразования и формирования залежей нефти.