Министерство образования и науки Республики Татарстан Альметьевский государственный нефтяной институт

Р.Ш. Хайретдинов

Геология нефти и газа

Учебное пособие

по дисциплине «Геология нефти и газа»

для студентов, обучающихся по направлению подготовки дипломированных специалистов 130500.65 «Нефтегазовое дело»

Альметьевск 2009 Эл

ектронная библиотека

АГНИ

2

УДК 550.822.3 Р.Ш. Хайретдинов

Геология нефти и газа: Учебное пособие по дисциплине «Геология нефти и газа» для студентов, обучающихся по направлению подготовки дипломированных специалистов 130500.65 «Нефтегазовое дело». – Альметьевск: Альметьевский государственный нефтяной институт, 2009. – 108 с. Учебное пособие предназначено для студентов, обучающихся по

специальностям 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», 130504.65 «Бурение нефтяных и газовых скважин», 130501.65 «Проектирование, сооружение и эксплуатация газонефтепроводов и газонефтехранилищ». Пособие составлено в соответствии с учебными программами по

дисциплине. Оно выполнено в форме конспектов лекций и состоит из 2-х частей: 1) «Геология нефти и газа», 2) «Нефтегазоносные провинции, территории, местоскопления нефти и газа; закономерности их размещения в земной коре; проблемы происхождения нефти и газа, перспективы развития нефтегазовой геологии». Лекции снабжены необходимыми рисунками, схемами, таблицами, аналитическими данными по составу минералов, нефти и газа, горных пород и углеводородов. Описаны основные результаты глубокого бурения на кристаллический фундамент в Татарстане. Приведены краткая характеристика и схема расположения региональных

нефтегазоносных провинций Российской Федерации и государств СНГ. Материал лекций изложен в доступной и сжатой форме, иноязычные термины использованы в минимальном количестве и кратко пояснены.

Текст на 108 стр. 115, таблиц 5, рис.52, библиография 23 наименования,

приложений 2. Печатается по решению учебно-методического совета АГНИ. Рецензенты: Зав. кафедрой разработки АГНИ, Д-р технических наук, профессор

А.А. Липаев; Зам. Начальника НГДУ «Ямашнефть», главный геолог, к.г.-м.н.,

М.Т. Ханнанов © Альметьевский государственный

нефтяной институт, 2009

Электронная библиотека

АГНИ

3

ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Дисциплинарный модуль 4.1. Лекции (8 ч.)

ЛЕКЦИЯ 1

Введение. Природные горючие ископаемые. Понятие о нефти и газе Роль нефти и газа в современном мировом хозяйстве исключительно велика.

Нефть, газ и продукты их переработки используются почти во всех отраслях народного хозяйства и применяются в быту. Они играют важнейшую роль не только в экономике, но и политике ведущих государств. Об этом свидетельствуют длительные конфликты и военные акции последних десятилетий [1, 2, 18, 20]. Нефть и газ в настоящее время составляют основу топливно-

энергетического баланса промышленно развитых стран и являются основным, жизненно важным товаром в международной торговле стран ОПЕК. Еще в 70-ые годы прошлого века импорт нефти и нефтепродуктов в капиталистических странах Европы достиг почти 600 млн т, тогда как собственная их добыча не превышала 17 млн т.

Великий химик Д.И. Менделеев, однако, почти афористически высказал замечательную сентенцию: «Нефть не топливо. Можно топить и ассигнациями». Тем самым он подчеркнул роль нефти в качестве сырья для химической промышленности. И действительно, в последние полстолетия нефть газ все более широко используются для получения самых разнообразных продуктов: синтетических волокон, пластмасс, органических кислот, бензинов, растворителей, синтетического каучука, взрывчатых веществ, удобрений, ядов, медикаментов и многого другого. Именно в силу этих двух направлений использования – энергетического и

технологического – добыча и переработка углеводородного сырья стали ведущими отраслями промышленности во многих странах. Но какой путь прошла нефтяная и газовая промышленность, прежде чем

занять ведущее место не только в хозяйстве и экономике, но и в политике этих стран? Рассмотрим кратко Историю нефти и газа Нефть и газ – полезные ископаемые, известные человечеству издревле,

начиная с медного, и даже каменного веков. Современное название происходит от слова нафата, что на языке народов Малой Азии означает «просачиваться», т.к. в течение тысячелетий человечество пользовалось месторождениями, образовавшимися при просачивании нефти на поверхность. Большинство же наименований на русский язык переводится как «земляное», либо «горное» масло – Erdől (нем.), petroleum (англ.). Упоминания о нефти историки находят в различных древних рукописях и

книгах, дошедших до нас. Даже в Библии говорится о «смоляных ключах» в Электронная библиотека

АГНИ

4

окрестностях Мертвого моря. Описывая походы Александра Македонского, греческий историк и философ Плутарх рассказывает об источниках нефти на Аму-Дарье. Наиболее ранние сведения о бакинской нефти также относятся к временам Македонского [21, 22]. Об использовании нефти и асфальта не только в качестве топлива и

осветительного масла, но и в лечебных целях, можно судить по трудам древнегреческого ученого Гиппократа (IV-V вв. до н.э.). Родоначальник современной медицины Гиппократ описал многие рецепты лекарств, составным компонентом которых была нефть. Египтяне использовали нефтяные масла при изготовлении бальзамирующих

составов. Одно из семи чудес древнего мира – висячие сады Семирамиды - было построено с помощью нефтебитумного цементирующего состава. Римский писатель и историк Плиний Старший (23-79 гг. н.э.), погибший

при извержении вулкана Везувий, описывая римские походы, упоминает о том, что при осаде г. Лукулла его жители выливали горячую нефть на головы осаждавших. Греки и персы делали зажигательные стрелы, окуная их в смесь нефти и серы. С селитрой эта смесь называлась «греческий огонь».Она горела даже на воде. В VП веке при нападении арабов на Константинополь осажденные, подпустив близко суда, вылили в море такое большое количество этой горящей смеси, что почти весь арабский флот был уничтожен. Археологические раскопки специалистов показали существование древнего

нефтяного промысла в Иди на берегу Евфрата (Ближний Восток) еще за 6 тыс. лет до н.э. В Крыму источники нефти использовались за 2 тыс. лет до н.э. В Китае в провинциях Юнань и Шаньси, добывали газ за несколько столетий до н.э. Он передавался по бамбуковым трубам от мест его выделения к селениям, в основном – к храмам, где его использовали для отопления и освещения. В конце ХVI века для русских купцов была составлена «Торговая книга», в

которой нефть упоминается как товар, пользующийся громадным спросом в Западной Европе. Вывозилась эта нефть из Баку. В конце ХVШ века там уже было известно довольно много нефтяных колодцев. Добытую нефть сливали в ямы, обложенные камнем (амбары). Перевозили ее в бурдюках на верблюдах или арбах в различные районы: Шемаху, Гилян и даже в Западную Европу. Способы добычи нефти в те далекие времена были весьма примитивными.

Во-первых, добыча велась, как правило, в районах, где были поверхностные нефте-газопроявления. Во-вторых, глубины колодцев были небольшие, т.к. их копали специальные мастера, а выделения газа представляли для них опасность. Чтобы исключить обвалы, колодцы копали ступенями. Во время работы человек что-либо кричал или пел. Как только он смолкал, во избежание отравления газами его поднимали. Эта примитивная добыча продолжалась вплоть до второй половины Х1Х

столетия. С развитием капитализма (а это век машин) начинает применяться бурение скважин. В связи с этим происходит быстрый рост нефтедобывающей промышленности, особенно в России и США. Например, если в 1859 г. по всему миру было добыто 5000 т нефти, то добыча 1880 года уже составила 3,8 Электронная библиотека

АГНИ

5

млн. т, а 1900 года – почти 20 млн., т. т.е. за 40 лет мировая добыча возросла в 4000 раз! В первой половине ХХ в. в ряде стран существенную роль начинает играть

добыча и переработка газа. Однако нельзя не отметить, что несмотря на явный прогресс в нефтедобывающей промышленности, методика поисков долгое время основывалась главным образом на поверхностных проявлениях нефти. Так, вышедшая в 1926 году книга Хагга «Практическая геология нефти» была посвящена поверхностным проявлениям, т.е. в геологии господствовал принцип «ищи нефть около нефти». Впрочем, этот принцип по существу применялся не только к поискам нефти: в течение тысячелетий человечество разрабатывало лишь поверхностные месторождения всех полезных ископаемых. Постепенно месторождения, открытые проспекторским (т.е. старательским)

способом приходят к истощению. Вследствие этого появляются труды, в которых звучат тревожные сигналы относительно будущего мирового нефтяного хозяйства (Кстати, подобное мнение, как, впрочем, и обратное, бытует и ныне). В 1923 году была издана книга Крега «Поиски нефти», в которой говорилось: на рынке скоро наступит кризис, если не будут открыты новые богатые месторождения или не будет введен режим строжайшей экономии нефти Техническая революция, поиски глубоких залежей нефти, а также открытие

крупных нефтегазоносных территорий сделали возможным установление закономерностей размещения этих полезных ископаемых в земной коре. Кризис, о котором с тревогой писал Крег, не наступил. К 1970 году только в капиталистических странах потребление нефти

составило 5,5 млн т/сут. А это почти столько же, сколько было добыто в окрестностях Баку за весь 1895 год (6,5 млн.т). Дальше – больше. И одной из главных особенностей современной эпохи в геологических исследованиях на нефть и газ (как, впрочем, и на другие полезные ископаемые) является то, что производятся поиски и разведка закрытых («слепых») месторождений, не имеющих поверхностных проявлений. Приведем несколько примеров из истории открытия крупнейших зон

нефтегазонакопления в нашей стране и за рубежом. В 1929 г. в районе Чусовских Городков на Урале, из скважины, заложенной

для разведки калийной соли, ударил фонтан нефти. Открытие этого, хотя и небольшого, месторождения имело принципиальное значение для развития поисково-разведочных работ. 15 мая 1932 года был получен фонтан из рифов в районе Ишимбая. Впоследствии на территории между Волгой и Уралом были открыты многие сотни месторождений, в т.ч. 140 крупных и 98 средних по запасам. В Западной Сибири первые скважины, давшие нефть, были пробурены в

1960-61 гг. (Шаим, Мегион). В последующее десятилетие на этой территории ежегодно открывалось по 15-20 месторождений, среди которых многие относятся к категории гигантов и супергигантов. Интересно, что поиски в Западной Сибири были начаты еще в 30-х годах, но долгое время были Электронная библиотека

АГНИ

6

безуспешны. Даже поисковый трест в1943 г. был ликвидирован, ибо было решено, что регион бесперспективен. Неуспех же объяснялся тем, что поиски концентрировались в южной, более доступной части низменности. Примерно такова же история Вилюйской провинции. Поиски начались с

небольшого выхода газа в 1956 году, но привели к открытию только мелких месторождений газа в сводовых частях локальных поднятий. А в осевой части впадины оказались огромные месторождения с суммарными запасами в 13 трлн м3 . Часть газа – в замороженном с водой твердом виде. Одним из наиболее нашумевших открытий за рубежом явилось

обнаружение месторождений на Аляске. Они приурочены к широкому прогибу между мысом Барроу и хребтом Брукса. Прогиб выполнен верхнепалеозойскими (D2 - C) и мезозойскими (J – K) отложениями. В 1967 г. скважина, пробуренная в 140 км от мыса Барроу, открыла

чрезвычайно богатое месторождение Prudho-Bay, что вызвало самый крупный в истории США нефтяной бум. За последующие 2 года было пробурено более 200 фонтанных скважин. Были построены нефтепроводы, в Японии заказаны гигантские танкеры по 200 тыс. тонн водоизмещением. Нефть очень высокого качества плотностью 0,87-0,89 г/см3, точка замерзания ее настолько низка, что в этом суровом климате ее можно транспортировать по неподогреваемым трубам. В начале 60-х на юге Белоруссии была открыта нефтегазоносная область

Припятского грабена с продуктивностью в девонских и каменноугольных отложениях с идеальными покрышками из соленосных толщ. В Балтийской синеклизе (Калининградская область и Литва) также была обнаружена нефть в нижнем палеозое (ордовик). Таковы лишь отдельные примеры открытия крупных зон

нефтегазонакопления. Разумеется, эти и очень многие другие открытия были бы невозможны, если исследователи руководствовались бы старым и примитивным принципом «ищи нефть около нефти». Другой особенностью современной эпохи является широкое использование

минеральных ресурсов дна морей и океанов. В части, касающейся нашего предмета, это – поиски, разведка и добыча нефти в этих акваториях. Первая морская скважина была пробурена в СССР на Каспии в Бухте

Ильича в 1925 году, а в США – в 1932 г. Особенно интенсивно морское бурение развернулось после второй мировой войны, а до этого были немногочисленные скважины лишь на Каспии, у берегов Калифорнии, Луизианы, а также Японии и в центральной части озера Эри между Канадой и США. Бурение производилось со стационарных оснований, а первые опыты бурения с барж окончились неудачей (1932 и 1939 гг.). Первая скважина с судна была там пробурена в 1950 г. До 1968 г. в Мексиканском заливе было пробурено 1580 разведочных и более 8000 эксплуатационных скважин при глубине моря до 230 м. Моря и океаны занимают 71% поверхности нашей планеты, поэтому нельзя

всерьез говорить о геологии только по информации о строении континентов. В пределах шельфа (англ. shelf – полка) - мелководной части акваторий в той или Электронная библиотека

АГНИ

7

иной степени развито бурение в Средиземном море (берега Туниса и Египта), в Бискайском заливе Атлантики, в Северном море (у берегов Дании, Нидерландов и в Британском секторе), у берегов Эквадора и Перу, в заливе Кенай Южной Аляски, на севере Калимантана (Индонезия) – всего более чем в 80 странах! Особенно велика добыча на Каспии, в Персидском и Мексиканском заливах и в районе Нигерии [21]. Выше речь шла главным образом о шельфах Мирового океана, площадь

которых составляет в сумме 22 млн. км2, т.е. в 10 раз превышает территорию Западной Сибири. Из этой площади более или менее обследованы 10-15% и введены в разработку, тогда как все шельфы считаются потенциально нефтегазоносными. Что же можно сказать о перспективах глубоководных акваторий? Сравнительно недавно геологи считали их не перспективными. Но в 1968 г.

это мнение изменилось. При эхолотной съемке дна южной, глубоководной части Мексиканского залива геофизики обнаружили полосу из 160 диапировых складок (структур с ядрами протыкания в их центральной части). На одну из них при глубине моря 3885 м с судна произведено бурение и из кэпрока (cap-rock) соляного купола, сложенного брекчиями с обломками миоценовой (N1) фауны при проходке 180 м получен приток нефти. Подобные диапиры обнаружены также в Средиземном море, в Бискайском заливе, близ островов Зеленого Мыса, Нью-Фаундленда и др. Это открытие имеет принципиальное значение. Из сказанного следует, что перспективы дальнейшей мировой добычи

нефти и газа в значительной, а то и в главной, степени связаны с акваториями, в первую очередь – с шельфовыми областями акваторий морей и океанов.

Эл

ектронная библиотека

АГНИ

8

ЛЕКЦИЯ 2

Состав и физико-химические свойства нефтей и газов

В строении молекул нефти и газа участвуют главным образом биогенные элементы C, H, O, S, N. В природных газах, кроме того, часто, но в ограниченных количествах присутствуют He, Ar, Ne. Но иногда содержание He+Ne достигает 10,31% (Сантеней, Франция) а Ar – 2% (Узбекистан). [12].

Таблица 1

Нефть Газ C 79,5-89,5% 42-78% H 11-14% 14-24% C:H 6-8 3-4,3 S N 1-2% O Реже 3 СО2 0-95%.

В нефти и ее золе установлен также фосфор, что является важным

подкреплением органического происхождения нефти [11, 12].

Основные химические соединения нефтяных газов

В газах нефтяных месторождений основными компонентами являются углеводороды – органические соединения, состоящие только из углерода и водорода: СН4, С2Н6, С3Н8, С4Н10, С5Н12 , С6Н14 . Помимо углеводородов нормального строения в газах содержатся также изомеры углеводородов С4 –С6. Например,

СН3 - СН2 - СН2 - СН2 - СН3 - n – пентан.

Содержание тяжелых углеводородов, т.е. тех, которые тяжелее этана

(пропан, бутан и др.) в иных газах достигает 20-40, редко 60-80%. Среди гомологов метана обычно преобладает этан, затем – пропан. Газы по соотношению различных углеводородов подразделяются на сухие и

жирные. Сухие в основном состоят из метана и мало содержат более тяжелых компонентов, а жирные – наряду с метаном содержат значительное количество этана, пропана, бутана, а также немного паров пентана, гексана, гептана и др.

СН3 СН СН2 СН3

СН3

- i – пентан

Электронная библиотека

АГНИ

9

Таблица 2

Углеводороды Жирный, % Сухой, %

Метан 40 85 Этан 30 9 Пропан 20 3 Бутан 6 2 Пентан 4 1 Плотность 1,057 0,674

Как уже отмечалось, неуглеводородные компоненты газов представлены

азотом, углекислотой, сероводородом и благородными газами.

Основные химические соединения нефтей

Основными соединениями нефтей являются углеводороды. Они различаются химическими свойствами, в которых отражаются их состав и строение. Среди углеводородов выделяются насыщенные, иначе говоря, не способные к реакциям присоединения, и ненасыщенные, обладающие большим запасом свободной энергии, и присоединяющие к своим молекулам другие атомы и молекулы. По составу и строению молекул различают 3 группы углеводородов. 1.Парафиновые (метановые) или алканы. Общая формула метановых

углеводородов СnH2n+2 . Они являются ненасыщенными соединениями и могут иметь как нормальное строение (неразветвленную цепь) СН3 – СН2 – СН2 – СН2 – СН3 или изостроение (разветвленную цепь)

Алканы до бутана включительно при комнатной температуре – вещества

газообразные, от С5Н12 до С15Н32 - жидкости, а от С16Н34 и выше – твердые (но изомеры могут быть и жидкими). В нефтях больше нормальных алканов, чем изомеров. Последние менее

устойчивы и, по-видимому, разрушаясь, могут выходить из общего баланса метановых углеводородов.

2. Нафтеновые (полиметиленовые) или цикланы с общей формулой СnH2n являются непредельными (ненасыщенными) углеводородами. Однако, благодаря замыканию цепи в кольцо, они имеют насыщенный характер.

СН3 СН СН2 СН3

СН3

i – пентан.

Электронная библиотека

АГНИ

10

В нефтях широко представлены углеводороды 5-6-членной структуры, к

которым могут присоединяться и цепочки метанового строения (алкильные цепи).

В нафтеновой молекуле может быть 1-2 и более колец. Под действием каталитических процессов системы из шестичленных

циклов легко переходят в пятичленные. 3. Ароматические углеводороды (арены) имеют общую формулу СnН2n-6

и содержат в своем составе ароматическое ядро бензола. Арены устойчивы, но по сравнению с алканами и цикланами химически более активны, т.к.в ядре имеют двойные связи. Они ненасыщенные, однако для них свойственны главным образом реакции замещения, а не присоединения. Арены неограниченно растворяются друг в друге, а также в прочих растворителях. Вследствие своей активности они легко могут быть отделены от метановых и нафтеновых углеводородов.

Сернистые соединения в нефтях и газах находятся в неорганической и

органической формах. Сера в этих соединениях двухвалентна. Элементарная сера S, встречающаяся в незначительных количествах, и

сероводород H2S называются неорганической серой. Из органических сернистых соединений в нефтях обнаружены меркаптаны,

сульфиды, дисульфиды и тиофаны. Меркаптаны (тиолы) образуются присоединением к углеводородным

радикалам группы SH: CH3SH – метилмеркаптан;

Н2С

Н2С

СН2

СН2

СН2

СН2

Н2С

Н2С

СН2

СН2

СН2

Н2С

Н2С

СН2

СН

СН2

СН3

НС СН3

СНСН

СНСН

НС

НС

Электронная библиотека

АГНИ

11

CH3СН2SH – этилмеркаптан (в США обитает скунс – хищник величиной с кролика, который испускает зловонный яд, главным компонентом которого является этилмеркаптан). Более высокомолекулярные тиолы редки. Являясь слабыми кислотами, они реагируют, как и H2S и S, с металлами, поэтому серу, сероводород и меркаптаны называют активной серой. Сульфиды (тиоэфиры) имеют строение R – S – R, где R - радикал

метанового, нафтенового или ароматического ряда. Сульфиды нейтральны и имеют слабо эфирный запах. Дисульфиды имеют строение R – S – S –R. Наиболее низкомолекулярный

из них –диметилсульфид CH3 -S -S –СH3 – жидкость с неприятным запахом, кипящая при 118°С. Тиофаны – циклические сульфиды, в кольце которых одна группа СН2

замещена атомом серы. Зловонные жидкости, не растворимые в воде.

Сульфиды, дисульфиды и тиофаны представляют основную часть сернистых соединения и называются неактивной серой. При сгорании в двигателях сера этих соединений окисляется, образуя SO2 и SO3.

Кислородные соединения в нефтях содержатся от нуля до нескольких

процентов и их тем больше, чем более окислены нефти, особенно близко залегающие к поверхности. Среди них различают нафтеновые кислоты, фенолы и асфальтово-смолистые вещества. Нафтеновые кислоты – карбоксильные производные нафтенов,

преимущественно пятичленных. Это жидкие маслянистые вещества с характерным запахом. Общая формула CnH2n-1COOH.

Фенолы в нефтях содержатся в очень незначительных количествах. Они состоят из ароматического цикла, к которому присоединена одна или несколько гидроксильных групп ОН. Кристаллические или жидкие вещества с характерным запахом и слабокислотными свойствами.

Н2С СН2

Н2С СН2

S

Н2С

Н2С СН2

Н2С

СО

ОН

Электронная библиотека

АГНИ

12

Смолисто-асфальтеновые вещества наряду с ароматическими радикалами с

алкильными (парафиновыми) цепями содержат также O2, S, N. По содержанию смол нефти условно подразделяются на 3 типа: 1) малосмолистые (до 5% смол), 2) смолистые (5-15%) и высокосмолистые (≥ 15% смол). Смолистые вещества на воздухе могут переходить в асфальтены, отличающиеся большим молекулярным весом (≥ 2000) и плотностью (1,14). Консистенция твердая, хрупкая. В отличие от смол в них меньше водорода и больше ароматических колец. Азотистые соединения являются постоянной составной частью нефтей.

Концентрация их достигает нескольких процентов, а самого азота – 0,1-0,3%, редко – 1%. Азотистые соединения, подобно металлам, реагируют с кислотами, замещая в них атом водорода и образуя органические соли. К ним относятся т.н. пиридиновые основания. Первый член этого ряда – пиридин напоминает по строению бензол, в котором одна группа СН замещена азотом.

Более легкие малосмолистые нефти всегда содержат меньше азота, который, по-видимому, связан с исходным органическим веществом нефти.

Физико-химические свойства нефтей и газов

Свойства любого вещества определяются в основном его составом. То же

относится к нефтям и газам. Рассмотрим наиболее важные их свойства [21]. Плотность нефти выражается в г/см3 или т/м3 и зависит от содержания в

ней смолисто-асфальтеновых компонентов и растворенного газа. Для различных нефтей она колеблется в пределах 0,77 - 1 г/см3, но иногда ее пределы расширяются до 0,73 -1,05 г/см3. Вязкость связана с возникновением внутреннего трения между слоями газа

или жидкости вследствие переноса молекулами количества движения из одного слоя в другой. Чем больше в нефти циклов (ароматических или нафтеновых), тем больше ее вязкость. Примесь воды резко увеличивает кинематическую вязкость нефти, а чем больше в ней содержание легких фракций и растворенного газа, тем вязкость меньше.

СНС

ССН

НС

НС

ОН

ОН

СНСН

СНN

НС

НС

Электронная библиотека

АГНИ

13

При нормальном давлении повышение температуры ведет к уменьшению вязкости нефти. Для газов картина обратная. Температура кипения углеводородов тем выше, чем больше атомов

углерода в составе молекулы. У цикланов и аренов при равном количестве атомов углерода она выше, чем у алканов. Различия температуры кипения углеводородов используются при тепловой

разгонке нефтей. При этом разделяются следующие фракции: Выкипающие до 60°С - петролейный эфир; до 200°С - бензиновые; до 300°С – керосиновые; до 400°С – газойлевые; до 500°С – смазочные масла; выше 500°С – асфальтовые. По характеру содержащихся в нефтях легких фракций среди них

выделяются 3 типа. Нефти, легкие фракции которых состоят в основном из парафиновых

углеводородов. Такие разновидности богаты бензинами (15% и более). Растворенный в них газ богат этаном, пропаном и бутаном, т.е. жирный. Нефти, легкие фракции которых состоят из нафтеновых углеводородов с

одним циклом в молекуле. Они содержат меньше бензиновых фракций, чем предыдущие. Газ в них обычно сухой. Нефти, наиболее легкие фракции которых образованы бициклическими

нафтеновыми углеводородами. Они начинают кипеть при очень высокой температуре (часто выше 200°С). В них отсутствуют не только бензиновые фракции, но и часть керосиновых, а содержание ароматики высокое и достигает 15%. Лучшими по качеству являются нефти Волго-Уральской провинции,

Грозного, Дагестана, Западной Украины, относящиеся к первому типу. Теплота сгорания – количество теплоты в килокалориях, выделяемое 1кг

нефти при полном сгорании, т.е. до образования СО2 и Н2О. Она обратна плотности нефти.

Плотность Теплота сгорания 0,7932 10915 0,8974 10610 0,9218 10430. Цвет нефтей варьирует от темно-коричневого, почти черного до желтого,

светло-желтого. Бывают нефти и бесцветные. Некоторые нефти при дневном свете дают зеленоватый отлив (грозненские, пенсильванские), другие – синеватый (бакинские).

Люминесценция, т.е. свечение, испускаемое холодным, нераскаленным веществом, также свойственна нефти. При геологических исследованиях часто Электронная библиотека

АГНИ

14

применяют массовые люминесцентные анализы для сопоставления различных нефтей между собой.

Оптическая активность представляет собой способность нефти вращать плоскость поляризации светового луча и почти всегда – вправо. Угол удельного вращения зависит от концентрации и толщины слоя нефти, через которую пропускается поляризованный луч. Объясняется это явление наличием в составе нефти пигментирующих веществ – порфиринов.

Растворимость газов в нефтях тем больше, чем они легче и богаче бензиновыми фракциями и метановыми углеводородами и беднее ароматическими, особенно полициклическими. Чем выше молекулярный вес газа, тем лучше он растворяется в нефти (рис.1).

м3/м3 0,74 0,82 0,90 0,98 р Рис. 1 Обратная (ретроградная) растворимость. Газовый конденсат. В недрах

Земли при повышении давления часть газа превращается в жидкость, а при дальнейшем увеличении давления образовавшаяся жидкость вновь может перейти в газовую фазу. Эти явления перехода газовой смеси при изменении давления называется ретроградными. Залежи, в которых газ находится в парообразном состоянии, называются конденсатными. Содержание конденсата в газе достигает 3-5% по объему, а по весу 25%.

Сорбция газов – это поглощение твердым телом свободного газа, жидкости или растворенных в жидкости веществ. Различают следующие ее виды: а) капиллярную конденсацию – сгущение паров жидкости в тончайших

порах (капиллярах) твердого тела; б) молекулярную адсорбцию – сгущение молекул газа или жидкости на

поверхности твердого тела. Сорбция газов используется для их разделения. При этом используются

различные адсорбенты: уголь, силикагель и др. Мы рассмотрели основные моменты темы этой лекции. Из изложенного

явствует, в силу каких особенностей состава и свойств нефть и газ являются ценнейшим сырьем для химической промышленности и производства энергии. Выше были рассмотрены основные особенности состава и наиболее важные

физико-химические свойства нефтей и газов. Однако необходимо установить их положение среди генетически, «кровно» связанных с ними веществ, называемых битумами. Знание «родственных связей» нефти и газа важно для Электронная библиотека

АГНИ

15

определения условий их образования, преобразования и нахождения в земной коре [21].

Каустобиолиты битумного ряда и их краткая характеристика

Богатые органическим веществом горючие горные породы и минералы,

образовавшиеся при изменении остатков животных и растительных организмов под действием геолого-геохимических факторов, называются каустобиолитами (каустос – горючий, био – жизнь, литос – камень). Они разделяются на 2 группы: 1) угольного ряда (торф, ископаемые угли, горючие сланцы, янтарь), 2) нефтяного (битумного) ряда (нефть, мальта, асфальт, асфальтит, керит, антраксолит).

Основные особенности минеральных групп битумов

Группа асфальтов

Мальты (гр. «мягкий воск») – вязкие битумы, промежуточные между

нефтями и асфальтами, парагенетически встречаются с ними и связаны с ними постепенными переходами. Содержание масляных фракций 40-65%. Наиболее типичная мальта – тринаскол, добываемая из Тринидадского асфальтового озера. Асфальты – высоковязкие полутвердые и твердые легкоплавкие битумы.

Содержание масляных фракций 25-40%. Растворяются в бензине, сероуглероде и эфире. Асфальтиты – твердые высокоплавкие битумы, растворимые в

хлороформе, бензоле и аналогичных растворителях. Содержание масел ≤25%. Кериты – твердые хрупкие углеподобные битумы, не растворяющиеся в

хлороформе и не плавящиеся без разложения. Внешне похожи на каменные угли, поэтому в быту называются жильными или нефтяными углями. Выветрелые окисленные асфальтовые битумы, не растворимые в

органических растворителях и щелочах, называются оксикеритами, а растворимые и окрашивающие водный раствор щелочи продукты глубокого выветривания – гуминокеритами. Когда изменяются нефти с парафиновым основанием, они превращаются в

озокериты (озо – издаю запах, керос – воск) – группа битумов, масляная часть которых сложена в основном твердыми углеводородами преимущественно парафинового ряда (церезинами). В зависимости от содержания жидких масел и смолистых веществ цвет озокерита варьирует от светло-желтого до почти черного, а консистенция – от мягкой, пластичной до твердой, хрупкой. Горит коптящим пламенем, tвсп=2200С, хорошо растворяется в органических растворителях. Элементарный состав близок к составу парафина. Встречается в виде жильных или пластовых залежей. Применяется в медицине, в производстве пушечной смазки самого высокого качества и др. Ярким примером месторождения является Бориславское на Украине, где добыча Электронная библиотека

АГНИ

16

ведется шахтным способом (В этой шахте найдены останки мамонта и носорога, законсервированные в озокерите. Экспозиция реконструкций их скелетов выставлена в Львовском природоведческом музее. Их в 1909 или 1910 г. обнаружили рабочие-шахтеры и уже начали делить шкуры на подошвы для обуви, но, к счастью, подоспел инженер и отобрал у них «добротную добычу»). Парагенетически с озокеритами иногда связаны альгариты – своеобразная

группа природных образований углеводно-белкового состава. Сюда относится, в частности, мумиё (горное масло, каменное масло), которое с древнейших времен используется в народной медицине стран Азии. Антраксолиты – групповое название антрацитоподобных битумов высшей

степени метаморфизма, встречающиеся в связи с магматическими породами. К высшим антраксолитам относятся шунгиты (по названию пос. Шунга на Онеге). Этот черный карельский камень легок в обработке и хорош как облицовочный материал, используется в химическом, лакокрасочном производстве и в металлургии. Но главное: в печах для обжига шунгитовая щебенка превращается в пористые коричневые гранулы с увеличением объема в 3-5 раз. Как наполнитель для бетона он незаменим. Этот новый материал шунгизит дает огромный экономический эффект при транспортировке по сравнению с обычно применяемой в строительном производстве щебенкой. Дисперсные битумы в горных породах содержатся в виде рассеянных

мельчайших частичек органического вещества. Они обнаружены от докембрийских отложений до современных осадков. По Н.Б. Вассоевичу, общая масса рассеянных битумов в осадочных породах составляет n×1013 тонн. Это соответствует примерно 1% общего содержания органического вещества в земной коре. Битумами при исследованиях считается та часть органического вещества,

которая растворима в органических растворителях. В природе имеются примеры, когда содержание дисперсных битумов в породах достигает нескольких весовых процентов; примеры: 1) доманиковая свита Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, 2) горючие сланцы – кукерситы южного побережья Финского залива в Эстонии). Практический интерес представляют, однако, не дисперсные, а

концентрированные скопления битумов. В частности, в течение ряда лет ведутся исследования условий залегания и промышленных способов получения углеводородов из битуминозных отложений пермского возраста Татарстана. Проводилась опытно-промышленная добыча углеводородов на отдельных месторождениях битумов и разработка с применением внутрипластового движущегося очага горения (Мордовская Кармалка). Эти работы время от времени прерываются и вновь возобновляются. Нерегулярность исследовательских работ, по-видимому, связана с тем, что пока еще в республике довольно высок уровень добычи нефти [23].

Электронная библиотека

АГНИ

17

ЛЕКЦИЯ 3

Понятие о нефтегазогеологической мегасистеме. Система геоструктурных элементов, контролирующих

нефтегазонакопление. Понятие о природном резервуаре и ловушке для нефти и газа. Этапность и стадийность поисково-разведочных работ.

Классификация ловушек (2ч.)

На земном шаре известно более 40000 местоскоплений нефти, газа, битумов, открытых во всех континентах Земли (кроме Антарктиды – пока мало изученной). Однако выявленные залежи УВ распределены крайне неравномерно как по площади, так и по разрезу осадочных пород. Открыты крупные скопления УВ на Ближнем и Среднем Востоке, Северной Африке (Ливия, Алжир, в Мексиканском заливе, Северном море, России). В то же время известно громадное количество мелких и средних месторождений нефти и газа. Несколько сотен месторождений нефти и газа выявлены в резервуарах кристаллических пород, но они находятся пока в начальной стадии изучения, разведки, разработки. По А.А. Бакирову [1] – нефтегазоносная провинция – это единая геологическая провинция, объединяющая ассоциацию смежных нефтегазоносных областей и характеризующаяся сходством главных черт региональной геологии, в том числе общностью стратиграфического положения, основных региональных нефтегазоносных отложений в разрезе.

Основные элементы залежей нефти и газа

Поверхность, разделяющая нефть (газ) и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи или поверхностью водонефтяного (газонефтяного) раздела (рис.2). Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с кровлей пласта

называется внешним (или просто) контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного раздела с подошвой пласта

называется внутренним контуром нефтеносности. Электронная библиотека

АГНИ

18

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Однако если давление в пласте выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти, и газовая шапка не образуется. У чисто газовых залежей могут быть выделены все те же элементы, которые

выделяются в нефтяных залежах: поверхность газоводяного раздела, внутренний и внешний контуры газоносности. В природе поверхности разделов между различными фазами (нефтью, газом

и водой) чаще всего имеют вид не горизонтальных плоскостей, а приобретают причудливый волнистый характер. Нередко границы раздела исчезают, и появляются переходные от нефти к воде зоны различной (иногда до нескольких метров) мощности. Наконец, вследствие движения подстилающей воды может образоваться наклон поверхности раздела. В залежи можно выделить газовую часть, в пределах которой

распространен только свободный газ. В газонефтяной части залежи под газом располагается нефть, а в чисто газовой залежи газ подстилается водой и выделяется соответственно газоводяная часть залежи. Нефтяная часть залежи располагается между внутренним контуром

нефтеносности и внешним контуром газоносности (при наличии газовой шапки). В ее пределах содержится только нефть. Если в залежи отсутствует газовая шапка, то нефтяная часть охватывает весь объем залежи во внутреннем контуре нефтеносности. Водонефтяная часть залежи располагается между внешним и внутренним

контурами нефтеносности. Здесь под нефтью залегает вода. Если в залежи отсутствуют газовая шапка и внутренний контур нефтеносности, то вся залежь является водоплавающей (водо-нефтяной), в ней повсюду под нефтью находится вода. Вода, находящаяся под нефтью или газом, называется подошвенной, а

находящаяся за внешним контуром нефтеносности (газоносности), называется законтурной [21]. В приложении 1 к методическому пособию приведены данные о характере

различных дислокаций (нарушений) слоев осадочных пород.

Электронная библиотека

АГНИ

19

4

5

г

9 8 7 6

в б а

1

2 3

I

II Рис.2 . Основные элементы залежей нефти и газа.

Поверхности раздела:

I – поверхность газонефтяного раздела; II – поверхность водонефтяного раздела; 1 – высота газовой шапки; 2 – высота нефтяной залежи; 3 – высота газонефтяной залежи; 4 – длина залежи; 5 – ширина залежи. а - внутренний контур газоносности; б - внешний контур газоносности; в - внутренний контур нефтеносности; г - внешний контур нефтеносности.

Газовая часть

Этапность и стадийность поисково-разведочных работ

6 7

Газонефтяная часть

8

Нефтяная часть

9

Водонефтяная часть

Электронная библиотека

АГНИ

20

Геологоразведочный процесс определяется как совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности производственных работ и научных исследований, которые должны обеспечить открытые, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке полезных ископаемых. Организации, учреждения, осуществляющие геологическое изучение недр должны обеспечить [19]:

1. рациональное, научно-обоснованное направление и эффективность работ по геологическому изучению недр;

2. полноту изучения геологического изучения недр; горно-технических и других условий разработки разведанных месторождений, строительства и эксплуатации подземных сооружений, связанных с добычей полезных ископаемых;

3. достоверности определения количества и качества запасов основных и совместно с ними содержащихся компонентов, геолого-экономическую оценку месторождений полезных ископаемых;

4. ведение работ по геологическому изучению недр методами и способами, исключающими неоправданные потери полезных ископаемых и снижение их количества;

5. размещение извлекаемых из недр горных пород и полезных ископаемых, исключающее их вредное влияние на окружающую среду;

6. сохранности разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и в иных народнохозяйственных целях и ликвидацию в установленном порядке выработок и скважин, не подлежащих использованию;

7. сохранность геологической и исполнительно-технической документацией, образцов горных пород и руд, керна, дубликатов проб полезных ископаемых, которые могут быть использованы при дальнейшем изучении недр, разведке и разработке месторождений полезных ископаемых, а также при пользовании недрами в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Стадийность ГРР на нефть и газ, их геолого-экономическая оценка

ГРР начинаются с изучения общей геологической характеристики крупных

территорий. На следующем этапе выбираются районы с благоприятными геологическими условиями для образования и сохранения залежей нефти и газа. В этих условиях производится поиск ловушек различного рода. После установления ловушек и получения промышленных притоков нефти и газа начинается разведка [15]. При проведении ГРР применяются различные методы исследований

(геологические, геофизические, геохимические, гидрогеологические, геотермические, аэрокосмические методы, буровые работы). Производится комплексная обработка всей полученной информации по специализированным программам на ЭВМ. Электронная библиотека

АГНИ

21

ГРР на нефть и газ требует огромных средств, исчисляемых миллиардами рублей (более 50% затрат на поиски всех полезных ископаемых в стране).

Классификация ловушек по А.А. Бакирову

I. Класс залежей структурного типа Залежи этого класса приурочены к локальным антиклинальным и

куполовидным структурам и структурным осложнениям моноклиналей. Редко залежи бывают связаны с синклинальными структурами. Класс подразделяется на следующие группы и подгруппы.

А. Группа залежей, приуроченных к антиклинальным и куполовидным

структурам. 1. Подгруппа сводовых залежей, которые приурочены к антиклинальным

изгибам пластов. Залежи этой подгруппы могут быть простого, не нарушенного строения, или осложненные разрывными нарушениями, диапиризмом, вулканизмом и др.(рис3).

Рис. 3

Рис.4

2. Подгруппа «висячих» залежей. Скопление нефти в ловушке смещено в

сторону одного из крыльев антиклинали или куполовидного поднятия. Наклон поверхности водонефтяного контакта (ВНК) преимущественно связан с движением подстилающих вод. (рис.4). Залежи так же, как и предыдущей подгруппы, могут быть осложненными и широко распространены на многих месторождениях Азербайджана (Балаханы, Сабунчи, Биби-Эйбат, Гюрганы, Сураханы и др.).

3. Подгруппа тектонически экранированных залежей, приуроченных к сбросам или взбросам, осложняющим строение локальных антиклинальных структур (рис.5). Сюда же относятся поднадвиговые залежи (рис.6). Яркий пример последних - чокрак-караганские отложения миоцена Старо-Грозненского месторождения

Рис.5

Рис.6 Электронная библиотека

АГНИ

22

4. Подгруппа приконтактных залежей, соприкасающихся с соляными штоками, образованиями грязевого вулканизма, либо с магматическими телами. (рис.7). Примеры: месторождения Кулсары Эмбенского района, «продуктивной толщи» Азербайджана.

Рис.7

Рис.8

Б. Группа залежей, приуроченных к моноклиналям

Рис.9

Рис.10

1. Подгруппа залежей, заключенных в ловушку тектонического разрывного нарушения (рис.8). Пример: месторождение Гбели Венской впадины.

2. Подгруппа залежей, связанных с флексурными с осложнениями на моноклиналях, т.е. коленообразными перегибами или сбросоподобными перемещениями в залегании пластов без разрыва их сплошности (рис.9).

2. Подгруппа залежей, связанных со структурными «носами», - небольшими погружающимися тектоническими выступами (рис.10).

В. Группа залежей, приуроченных к синклиналям. Залежи этой группы

редки, встречаются только в ряде районов Аппалачей США и формируются по действием сил гравитации в резервуарах, не содержащих пластовых вод (рис.11).

П. Класс залежей литологического типа

Рис.11

Рис.12 А. Группа литологически экранированных залежей 1. Подгруппа залежей, приуроченных к участкам выклинивания коллектора

вверх по восстанию пластов (рис.12). Примеры залежи: в отложениях Электронная библиотека

АГНИ

23

подкирмакинской, кирмакинской и калинской свит «продуктивной толщи» Азербайджана – месторождение Грязевая Сопка.

Рис.13

Рис.14

2. Подгруппа залежей, приуроченных к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми.

3. Подгруппа залежей, запечатанных асфальтом. Пример: залежь в песчаном горизонте сумсарского яруса на месторождении Чангырташ в Ферганской впадине.

Рис.15

Рис.16 Б. Группа литологически ограниченных залежей Отличие этой группы залежей от предыдущей заключается в том, что

коллекторы ограничены непроницаемыми породами со всех сторон.

Рис.17

Рис.18 Электронная библиотека

АГНИ

24

1. Подгруппа рукавообразных (шнурковых) залежей, приуроченных к песчаным образованиям палеорек. Они впервые были открыты в нашей стране в 1911 году академиком И.М. Губкиным.

2. Подгруппа баровых залежей, приуроченных к песчаным валоподобным

образованиям ископаемых бар. Они обнаружены во многих нефтегазоносных областях США. Примеры: залежи в песчаных горизонтах бериа нижнекаменноугольного возраста (миссисипский отдел) в районе Гей-Спенсер, протягивающегося в виде ископаемого прибрежного песчаного вала на расстояние более 90 км при ширине 1-3 км.

3. Подгруппа линзовидных залежей, приуроченных к гнездообразно

залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон непроницаемыми породами. Пример: залежь в отложениях кирмакинской свиты на о-ве Жилой в акватории Каспия.

Ш. Класс залежей стратиграфического типа

Формирование залежей этого типа приурочено к ловушкам, образованным

сочетанием коллекторов, срезанных эрозией и стратиграфически несогласно перекрытых непроницаемыми породами более молодого возраста. Они могут быть приурочены к эродированным антиклинальным, моноклинальным структурам, погребенным эродированным останцам палеорельефа или кристаллическим массивам.

А. Группа залежей в коллекторах, срезанных эрозией и несогласно

перекрытых непроницаемыми слоями, приуроченных к тектоническим структурам.

1. Подгруппа залежей, приуроченных к эродированным антиклинальным и

куполовидным структурам. 2. Подгруппа залежей, приуроченных к эродированным моноклинальным

структурам.

Рис. 19

Рис.20 Б. Группа залежей в коллекторах, приуроченных к погребенным

останцам палеорельефа и несогласно перекрытых непроницаемыми Электронная библиотека

АГНИ

25

слоями более молодого возраста. Пример: скопление нефти в размытых отложениях турнейского яруса С1, перекрытых глинами угленосной свиты на месторождении Шакша в Башкортстане.

В. Группа залежей в коллекторах, приуроченных к эродированной

поверхности погребенных выступов кристаллических массивов и несогласно перекрытых непроницаемыми слоями. Пример: залежь в погребенном массиве серпентинитов на месторождении Литтон-Спрингс, США.

Рис. 21 IV. Класс залежей рифогенных образований Рифы сложены пористыми известняками, образованными полыми

скелетными остатками колониальных рифостроящих организмов. Каждый массив или их группа обычно содержит единую нефтяную или газонефтяную залежь, обладающую общим водонефтяным контактом.

А. Группа залежей, приуроченных к одиночным рифовым массивам.

Пример: залежь Столяровского месторождения, приуроченная к рифам артинского яруса нижней перми, перекрытым гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса.

Б. Группа залежей, приуроченных к ассоциации рифовых массивов. Пример: залежи Ишимбайской группы месторождений.

(Проф. Э.М. Халимов предлагает разрабатывать остаточную нефть Ишимбайских рифов, как и Ярегское, шахтным способом).

Рис.22

Рис.23

Электронная библиотека

АГНИ

26

ЛЕКЦИЯ 4

Система литологических и стратиграфических элементов, контролирующих нефтегазонакопление и нефтеобразование. Зональность

процессов нефтеобразования.

Породы – коллекторы [19]. Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и

отдавать их при разработке называются коллекторами. Абсолютное большинство пород-коллекторов имеет осадочное происхождение. Коллекторами нефти и газа являются как терригенные (пески, алевролиты, песчаники и некоторые глинистые породы), так и карбонатные (известняки, мел, доломиты) породы. Из определения пород-коллекторов следует, что они должны обладать

емкостью, т.е. системой пустот, пор, трещин и каверн. Однако далеко не все Электронная библиотека

АГНИ

27

породы, обладающие емкостью, являются проницаемыми для нефти и газа, т.е. коллекторами. Поэтому при изучении коллекторских свойств горных пород определяют не только их пустотность, но и проницаемость. Проницаемость горных пород зависит от их поперечных (к направлению движения флюидов) размеров пустот в породе. Все коллектора по характеру пустот подразделяют на 3 типа: гранулярные

или поровые (только обломочные горные породы), трещинные (любые горные породы) и каверновые (только карбонатные породы). Емкость порового коллектора называют пористостью. Для характеристики

пористости употребляется коэффициент, который показывает, какую часть от общего объема породы составляют поры. По размерам все поры делятся на сверхкапиллярные (d зерен 508,0≥ мм) – хорошие коллекторы, капиллярные (d зерен 0,508-0,002 мм) и субкапиллярные (d зерен 002,0≤ мм). В сверхкапиллярных порах движение воды подчинено законам гидравлики.

Вода, нефть и газ в них свободно перемещаются под действием гравитационных сил. В капиллярных порах движение жидкости затруднено вследствие проявления сил молекулярного сцепления. Субкапиллярные поры характерны для глинистых пород, которые являются водонефтегазоупорными. Фильтрация воды по таким породам невозможна. Движение нефти в пласте осуществляется лишь по сообщающимся поровым каналам размером меньше 0,2 мкм. Различают общую, открытую пористости. Общая (полная, абсолютная пористость) – это объем всех пор в породе. Соответственно, коэффициент общей пористости представляет собой отношение всех пор V, к общему объему образца породы

21П /VVKV =÷ При промышленной оценке залежей нефти и газа принимается во внимание

открытая пористость – объем только тех пор, которые связаны, сообщаются между собой. Она характеризуется коэффициентом открытой пористости КП.О. - отношение суммарного объема открытых пор V0 к объему образца породы:

20П.О.

2 /VVKV

= .

Пористость измеряется в %. Открытую пористость определяют при

насыщении образца породы керосином. Эффективная пористость определяется наличием таких пор, из которых

нефть может быть извлечена при разработке. Неэффективными считаются субкапиллярные и изолированные поры. Коэффициент эффективной пористости нефтесодержащей породы КП.Эф. равен отношению объема пор VЭфф. , через которые возможно движение нефти, воды или газа при определенных температуре и градиенте давления к объему образца породы:

2

Эф.. V

VК ЭфП = . Эл

ектронная библиотека

АГНИ

28

Величина коэффициента пористости горных пород может достигать 40% (газоносные алевролиты Ставрополья). Наиболее распространенное значение КП нефтеносных песчаников Урало-Поволжья 17-24%. В глинах КП (скрытая, нефтегазоводоупорная) достигает 40%, но глины, сложенные субкапиллярными породами непроницаемы. Принципы количественной оценки емкостных свойств карбонатных пород

(трещиноватых и кавернозных) такие же, как и в обломочных.

Проницаемость [8,15].

Это важнейший показатель коллектора, характеризующий свойство породы пропускать нефть, газ и воду. За единицу проницаемости принят миллидарси – см3/сек. За единицу проницаемости принимается проницаемость такой породы, при

фильтрации через образец которой площадью 1м2 и длиной 1м при перепаде давления 0,1 МПа – расход жидкости вязкостью 1 сантипуаз составляет 1м3/с. Проницаемость нефтеносных песчаников изменяется в широком диапазоне от 0,05 до 3 мкм2, трещиноватость известняков от 0,005 до 0,02 мкм2 она зависит от размера и конфигурации пор (величины зерен), от плотности укладки и взаимного расположения частиц, от трещиноватости пород. Коллекторские свойства пород очень часто резко меняются на

незначительном расстоянии в одном и том же пласте.

Породы флюидоупоры-покрышки Сохранение скоплений нефти и газа в породах-коллеторах невозможно, если

они не будут перекрыты непроницаемыми для флюидов (нефти, газа и воды) породами. Перекрывающими нефтяные, газовые залежи плохопроницаемые породы называют покрышками. Роль их выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты, уплотненные карбонатные

породы и т.д. Различают региональные, субрегиональные, зональные и локальные

покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются литологической выдержанностью и, как правило, они выдерживаются в пределах отдельных регионов таких как Волго-Уральская, Западно-Сибирская провинции и т.д. (кыновские, бобриковские, верейские глины). Зональные покрышки выдержаны в пределах отдельной зоны поднятия (по

площади распространения они уступают региональным). Реже встречаются локальные покрышки (в пределах месторождения), которые обусловливают сохранности отдельных залежей. Ловушка нефти и газа – это часть природного резервуара, в котором может

установиться равновесие нефти, газа и воды. Трещиноватость в породах-флюидоупорах снижает их экранирующие

свойства. Наиболее широко распространены глинистые покрышки. Надежным экраном является каменная соль. Электронная библиотека

АГНИ

29

Вместе с тем абсолютно непроницаемых для нефти и газа покрышек не существует. Чем больше мощность покрышки, тем выше ее изолирующие качества и способность удерживать залежи с большими высотами; на больших глубинах вследствие потери воды глинистые породы превращаются в хрупкие тела и могут стать породами коллекторами.

Вертикальная и региональная зональность в размещении

залежей нефти и газа [11] Анализ размещения запасов жидких и газообразных УВ в России и за рубежом

показывает, что верхние части разреза (до глубины 1,2 – 1,5 км) содержат преимущественно скопления газа, на глубинах 1,5-3,5 км. Запасы газа сокращаются и увеличиваются запасы жидких УВ. Далее с ростом глубин (более 4-5 км) вновь происходят увеличение запасов газообразных УВ и уменьшение запасов нефти. Как правило, в нижней газовой зоне (на глубине более 4-5 км наряду с газом встречается нефть, растворенная в газе (газоконденсатные залежи). Такая закономерность в размещении запасов нефти и газа по вертикали

объясняется генерацией УВ различного фазового состояния на различных уровнях погружения нефтегазоматеринских толщ. Определяющую роль играет также повышенная миграционная способность газообразных УВ по сравнению с нефтью и процессы преобразования нефти в метан на больших глубинах под влиянием высоких температур. Наряду с этим наблюдается региональная (горизонтальная зональность.

Например, почти все нефтяные месторождения Предкавказья сосредоточены в восточной части этого региона, а преимущественно газовые и газоконденсатные залежи – соответственно в Центральном и Западном Предкавказье. Региональная зональность в размещении скоплений нефти и газа наблюдается

также в Западной Сибири и других нефтегазоносных провинциях. ДИСЦИПЛИНАРНЫЙ МОДУЛЬ 4.2. ЛЕКЦИИ (9 Ч.)

ЛЕКЦИЯ 5

Понятие о нефтегазоносной формации, региональном нефтегазоносном

комплексе, нефтегазоносной породе, породе- коллекторе и породе-покрышке (2ч.)

Существуют два принципиально различных подхода к решению этой

проблемы: одна концепция исходит из того, что исходным материалом для образования промышленных скоплений углеводородов (УВ) является органическое вещество (ОВ) биосферы (теория биогенного или органического происхождения), другая предполагает неорганическое (абиогенное) их происхождение. Признание той или иной концепции определяет различные направления, территории и глубины поисковых работ, разные методы и конечные оценки мировых и региональных потенциальных ресурсов углеводородов и т.д. Но и среди сторонников каждой из этих теоретических концепций не существует единства взглядов на процессы преобразования Электронная библиотека

АГНИ

30

исходного материала в нефть и газ. Многие вопросы генезиса нефти и газа до сих пор окончательно не решены. Вместе с тем геологический материал, накопленный за более чем вековую

историю промышленного освоения углеводородных ресурсов, а также широкий спектр геохимических лабораторных исследований для подавляющего большинства специалистов научных и производственных организаций служат убедительным доказательством биогенного происхождения нефти и углеводородных газов.

Биогенная теория образования нефти и газа Начало целенаправленной разработки идеи об органическом

происхождении нефти было положено более двухсот лет назад М.В. Ломоносовым, предположившим гипотезу об образовании нефти в результате подземной перегонки содержащегося в породах органического вещества (уголь, торф). Отдельные аспекты современной теории биогенного генезиса нефти

и газа формируются в трудах отечественных (Н.И. Андрусов, А.Д. Архангельский, Н.Д. Зелинский. В.И. Вернадский, И.М. Губкин, Г.П. Михайловский) и зарубежных (Ф. Ван-Тайл, Г. Гефер, Г. Потонье, П. Траск, Д. Хант, К. Энглер и др.) ученых в конце прошлого и в начале текущего столетия. Однако биогенная концепция как целостная теория происхождения нефти и газа сформулирована И.М. Губкиным в его работе "Учение о нефти" (1932 г.). При этом следует подчеркнуть, что он рассматривал эту проблему не изолированно, как самостоятельное явление, а комплексно, в совокупности со всеми естественно-историческими процессами Земли, являющимися составными частями геологической формы движения материи. Как писал И.М. Губкин, в его работе сделана попытка подойти к

процессам нефтеобразования и образования нефтяных месторождений с диалектической точки зрения, исходя из положении о том, что эти процессы представляют одну из струй единого диалектического процесса развития Земли. Не менее важную роль в формировании и понимании теории про-

исхождения углеводородов сыграли труды выдающегося ученого В.И. Вернадского - основоположника геохимии и в частности основ биогеохимии нефти, разработавшего геохимическую систему взаимодействия углерода с живым веществом биосферы. Эту систему В.И. Вернадский назвал жизненным циклом углерода. Последующие исследования советских и зарубежных ученых (А.А.

Ализаде, А. Л. Бакиров, Н.Б. Вассоевич, М.Ф. Мирчинк, Л. Леворсен, В. Линк, А.А. Трофимук, В.А. Успенский. Д. Хант, Б. Тиссо и др.) развивались в направлении изучения геологических условии размещения скоплений углеводородов в земной коре, геологических и геохимических условий образования нефтегазоматеринских и нефтегазопродуцирующих отложений и Электронная библиотека

АГНИ

31

физико-химических процессов преобразования органического вещества в углеводороды, миграции углеводородов в коллекторы и формирования их залежей и т.д. Основными предпосылками биогенной теории происхождения нефти

и газа служат приуроченность почти всего объема промышленных скоплений углеводородов (99,9%) к осадочным образованиям: сосредоточение наибольших ресурсов углеводородов в отложениях геологических периодов, отличавшихся активной жизнедеятельностью организмов биосферы (отмечается параллелизм в образовании и накоплении углей, горючих сланцев и нефти); наличие скоплений углеводородов в замкнутых линзах песчаников, прибрежных барах древних палеоморей и палеорусел рек, заключенных в мощной толще непроницаемых глин; установление процессов преобразования органического вещества в углеводороды нефтяною типа в осадках (идах) современных морей и океанов; сходство изотопного состава серы, содержащейся в нефти, и битумной составляющей органического вещества вмещающих пород; наличие в составе нефтей различных химических соединений (азотистых, кислородных, сернистых) биогенного происхождения и сходство изотопного состава углерода нефти и органического вещества. Существенным моментом является сходство изотопных составов углерода и серы, содержащихся в нефтях и органическом веществе вмещающих пород, в то время как изотопные составы этих элементов в разных литолого-стратиграфических комплексах даже в пределах одного региона неодинаковы. Это свидетельствует о различных источниках образования углеводородов в данном регионе. Существует также еще ряд геохимических данных, подтверждающих биогенные источники образования нефти и таза. Процесс образования нефти и газа и формирования их скоплений - залежей, проходит несколько стадий, каждой из которых свойственны определенные палеогеологические, палеогеофизические, палеогеохимические и палеогидрогеологические условия, характеризующие развитие данного региона и земной коры в целом. В зависимости от условий, в которых накапливается органическое вещество

- в основном остатки простейших животных и растительных организмов, происходит его преобразование в сторону формирования ископаемых углей, нефти или газа. Причем из исходного органического вещества сапропелевого типа при прочих благоприятных условиях образуются главным образом нефть и углеводородный газ, из органического вещества гумусового типа генерируется преимущественно газ. К сапропелевому органическому веществу относятся продукты распада

планктона с высоким содержанием липоидов, накапливающегося в морских и озерных илах при преобладании восстановительных или слабо восстановительных условий, к гумусовому продукты распада целлюлозы и танинов, входящих в состав растительных организмов, в окислительной обстановке, но при ограниченном доступе кислорода. Неизменным условием образования нефти и углеводородных газов является

накопление органического вещества в субаквальной среде с восстановительной Электронная библиотека

АГНИ

32

анаэробной обстановкой, на фоне преимущественного прогибания бассейна седиментации. Как отмечает Д.Хант (1979 г.). некоторые углеводороды, содержащиеся в

нефти, попали в нее из живых организмов в малоизмененном виде, большинство же углеводородов претерпели значительные изменения, и в конечном счете углеводороды нефти в целом намного сложнее по строению, чем таковые в исходном органическом веществе. Таким образом, современное представление о биогенной теории

происхождения нефти и газа сводится к следующему (табл. 3). Углеводороды органического вещества, накапливающегося в осадках в

диффузно-рассеянном состоянии, и само органическое вещество испытывают на первой стадии действие главным образом биохимических процессов и микроорганизмов. По мере погружения осадков, с усилением действия внутренней химической энергии ОВ и все возрастающего теплового потока земных недр процесс генерации УВ активизируется и они эмигрируют из нефтепродуцирующих толщ в коллекторы (вторая стадия). Под влиянием различных внутренних и внешних источников энергии углеводороды в свободном или растворенном состоянии мигрируют по коллекторам или по трещинам (третья стадия), заполняя ловушки и образуя залежи (четвертая стадия). В зависимости от характера проявления дальнейших тектонических движений и других геологических процессов эти залежи консервируются (пятая стадия) или разрушаются (шестая стадия), рассеиваясь в литосфере или ат-мосфере. Так завершается полный цикл естественно-исторического процесса генерации, аккумуляции и разрушешя скоплений углеводородов, который является частью жизненного цикла углерода В.И. Вернадского.

Таблица 3

Стадии преобразования ОВ и УВ

Геологические условия среды нахождения ОВ и УВ

Источники энергии преобразования ОВ и УВ

Состояние ОВ и УВ формы нахождения последних

Накопление ОВ Водная среда с анаэробной геохимической обстановкой; застойный палеогидрогеологический режим; пониженная сульфатность; накопление и захоронение ОВ и в процессе осадконакопления

Геостатическое давление (уплотнение пород); биохимическое воздействие микроорганизмов и ферментов; каталитическое воздействие минералов; нисходящие тектонические движения (устойчивое прогибание)

Исходное ОВ осадков в диффузно-рассеяном состоянии

Электронная библиотека

АГНИ

33

Генерация УВ Породы различного состава, содержащие потенциально нефтегазоматеринские толщи; анаэробная геохимическая среда; застойный палеогидродинамический режим

Геостатическое давление (устойчивое интенсивное прогибание); повышенный тепловой поток; внутренняя химическая энергия ОВ, связанная с его молекулярной перестройкой в УВ нефтяного ряда; радиоактивные минералы вмещающих пород

УВ нефтяного ряда на стадии диагенеза и катагенеза осадков в рассеянном состоянии УВ в свободном и водогазорастворенном состоянии

Миграция УВ Породы различного состава, обладающие повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда

Тектонические движения, проявляющиеся в различных формах; повышенный тепловой поток; гравитационные силы, обусловливающие перемещение УВ; геодинамическое давление; гидродинамические процессы, обусловливающие движение флюидов в латеральном и вертикальном направлениях; электрокинетические силы; капиллярные силы, приводящие к вытеснению УВ водой из мелких в крупные; молекулярные силы, приводящие к диффузии нефти и газа через горные породы; кристаллизация и перекристаллизация пород-коллекторов.

Аккумуляция УВ Наличие пород-коллекторов, обладающих

Тектонические движения, способствующие

Скопления УВ Электронная библиотека

АГНИ

34

повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда; застойный режим пластовых вод; наличие пород-флюидоупоров (покрышек) над коллекторами; наличие региональных и локальных ловушек, благоприятных для аккумуляции УВ.

аккумуляции; повышенный тепловой поток; гидродинамические силы; гравитационные силы; молекулярные силы, обусловливающие диффузию УВ; капиллярные силы.

Консервация УВ Наличие пород-коллекторов, обладающих повышенными емкостными и фильтрационными свойствами; анаэробная геохимическая среда; застойный режим пластовых вод; наличие пород-флюидоупоров (покрышек) над коллекторами; их герметичность; нахождение скоплений УВ вне зоны аэрации; сохранение замкнутости структурных ловушек после формирования скоплений; сохранение благоприятного регионального наклона слоев.

Развитие преимущественно движений прогибания; термодинамическая энергия; благоприятные для консервации термодинамические факторы (повышенные давление и температура)

Скопления УВ

Разрушение или перераспределение УВ

Попадание скоплений УВ в зоны аэрации; раскрытие ловушек; тектоническая нарушенность пород; фильтрация УВ из ловушек по тектоническим нарушениям; прорывы УВ через покрышку; перенос УВ движущейся водой; растворение, окисление и разложение УВ.

Движение пластовых и трещинных вод в зонах активного водообмена; тектонические движения (преимущественно восходящие формы); химическая энергия; процессы окисления УВ сульфатными водами; биохимическая энергия; процессы разложения УВ

УВ в рассеянном состоянии либо новые скопления УВ

Электронная библиотека

АГНИ

35

микроорганизмами; молекулярные силы, обусловливающие диффузию УВ.

О концепциях неорганического происхождения нефти и газа

Гипотезы неорганического происхождения нефти и газа появились в начале

ХIХ в. (Гумбольдт и др.). Позднее М. Бертело (1866г.), А. Биассон (1866 г.), Г. Клоэц (1878 г.) предложили свои гипотезы, разработанные на основе проведенных лабораторных исследований по неорганическому синтезу углеводородов [21]. Д.И. Менделеев в книге «Основы химии», опубликованной в 1877 г.,

сформулировал ставшую широко известной «карбидную гипотезу». Согласно этой гипотезе по трещинам в земной коре в глубинные недра проникает атмосферная вода, которая вступает в реакцию с карбидом железа и, взаимодействуя с углеродом, образует предельные и непредельные углеводороды. Эти углеводороды также по трещинам, развитым вдоль горных сооружений, поднимаются в осадочную толщу и скапливаются в виде залежей нефти. Свои предположения Д.И. Менделеев подкрепил, получив жидкую углеводородную смесь при обработке марганцовистого чугуна (с 8% - ным содержанием углерода) соляной кислотой. Позже предлагались и другие варианты глубинного происхождения нефти

газа. Иное направление представлений о неорганическом происхождении нефти

и газа развивалось В.Д. Соколовым (18S9 г.), который на основании установленного им присутствия углеводородных газов и углерода в хвостах комет и водорода в космическом пространстве высказал идею о формировании углеводородов в глубинных недрах Земли еще во время ее образования. Наиболее последовательно эту гипотезу разрабатывал П.Н. Кропоткин, по

мнению которого углеводороды поступают в осадочную толщу литосферы в результате дегазации мантии. По современным представлениям земная кора и верхняя мантия подразделяются на две геосферы: верхнюю – оксисферу (глубиной до нескольких километров) и нижнюю редуктосферу (глубиной до 150 км), характеризующуюся восстановительной обстановкой во флюидно-газовой фазе, которая содержит много водорода, метана и других углеводородов, а также Н20, СО и H2S. значительное количество азота и гелия. Прорыв этих газов по разломам в верхние слои, где они задерживаются в ловушках, главным образом среди осадочных пород, может быть источником местоскопления газа, конденсата и нефти (П.Н. Кропоткин, 1985г.). Иных представлений о механизме образования скоплений углеводородов

придерживался Н.А. Кудрявцев. По его мнению, содержавшиеся в пылевом облаке углеводороды при формировании планеты Земля под действием температур в несколько тысяч градусов распадались на углеводородные радикалы и водород. Поднимаясь в верхние части литосферы уже при Электронная библиотека

АГНИ

36

относительно невысоких температурах, эти радикалы и водород соединялись, образуя скопления нефти и газа. Даже из очень краткого рассмотрения различных гипотез происхождения

нефти и газа видно, насколько сложна эта проблема. В лабораторных условиях сейчас получают углеводороды синтезом как

неорганических, так и органических соединений. То же происходит в природных условиях. Однако совершенно очевидно, что на данной стадии изученности проблемы генезиса нефти и газа наиболее убедительной и подкрепленной фактическим геологическим и физико-химическим материалом является биогенная теория происхождения углеводородов, хотя целый ряд вопросов еще требует дальнейшего углубленного исследования. Теория биогенного происхождения нефти и газа многие десятилетия служит

научной основой поисково-разведочных работ. Отдельные ее положения, в частности о внешних и внутренних источниках образования углеводородов, о формировании и разрушении залежей, используются при развитии научных основ разработки нефтяных и газовых местоскоплений.

Вертикальная зональность образования углеводородов

в осадочных породах

Наиболее полно новейшие исследования па генезису нефти отражены в схеме Н.Б. Вассоевича. Согласно этой схеме нефть с генетической точки зрения является жидким продуктом преобразования в недрах осадочных бассейнов органического вещества сапропелевого типа, содержащегося в горных породах, первоисточником которого были остатки низших организмов. Нефтеобразование рассматривается как процесс, тесно связанный с литогенезом. Нефть состоит из компонентов, образовавшихся в различные отрезки

времени. Некоторые химические соединения в ее составе возникли еще в телах живых организмов и были унаследованы нефтью. Возраст их древнее основной массы нефти. Следующая порция нефти биогенного происхождения образуется в осадках. Эта диагенетическая порция, как и первая (унаследованная), составляет незначительную часть нефти, которая содержится в залежах. Основная же ее масса образуется позже накопления нефтематеринских пород в результате термокатализа органического вещества. По Н.Б. Вассоевичу, термо-лиз и термокатализ органического вещества достигают значительных масштабов в интервале глубин 2-5 км, где температура изменяется от 50-60° до 130 - 170 ° С.

Электронная библиотека

АГНИ

37

Рис. 24. Интенсивность нефтегазообразования в осадочных породах о мере их погружения (по В.А. Соколову)

Углеводородные горючие газы генетически связаны либо с гумусовым (угольным) органическим веществом, либо с сапропелевым (нефтяным). По составу угольный (сухой) и нефтяной (жирный) газы существенно различаются. При погружении пород на глубины с температурой 50-60 °С и выше

процессы изменения ОВ (углефикация и битуминизация) усиливаются. Эти процессы развиваются в течение длительного отрезка времени. Предполагается, что на определенных глубинах усиливается новообразование углеводородов, генерируются в большом количестве гомологи метана (С2 –С3) и жидкие легкие углеводороды, составляющие бензиновую и керосиновую фракции нефти. Интервалы усиления процессов преобразования ОВ сильно варьируют в разных районах в зависимости от темпов опускания, перерывов в отложениях (из-за перемены знака тектонических движений) и геотермического градиента (точнее, от геотермической истории бассейна). Таким образом, в процессе погружения отложений при прохождении ими

определенных интервалов глубин (зон) в недрах осадочной оболочки происходит преобразование ОВ, содержащегося в этих отложениях. Причем в различных зонах в зависимости от исходного ОВ это преобразование приводит к разным результатам. Первую графическую схему изменения интенсивности образования

углеводородов с глубиной опубликовал В.А. Соколов в 1948 г. (рис. 24). В толще осадочных образований он выделил три зоны. В верхней зоне (до глубины 50 м), которую он назвал биохимической, происходят лишь биохимические процессы преобразования ОВ. Они приводят к образованию СН4 и СО2. В средней зоне (интервал 1000-6000 м) активно развиваются процессы гидрогенизации и термокаталитических превращений ОВ пород. Эти процессы приводят к интенсивному образованию УВ. В нижней зоне, при погружении отложений на глубины более 6000 м, образуется в основном метан. Нижнюю и среднюю зоны В.А. Соколов назвал термокаталитическими. Между биохимической зоной и термокаталитической в интервале глубин 50 -1000 м Электронная библиотека

АГНИ

38

выделяется еще одна зона, в которой ОВ претерпевает слабые изменения. Это обусловлено тем, что биохимические процессы прекратились, а термокаталитические еще не набрали силы вследствие небольшой температуры, недостаточной для преодоления энергетического барьера. Интенсивность генерации УВ можно выразить через количество УВ,

которое образуется в единице объема материнских пород за геологический отрезок времени. Опубликованные данные показывают, например, что средняя интенсивность генерации газообразных УВ в термокаталитических зонах за какой либо геологический этап погружения материнских пород чрезвычайно низкая и не превышает 331 /м10 мn −⋅ млн. лет. Важная закономерность - приуроченность всех местоскоплений УВ к

области опускания, к сформировавшимся в них осадочным бассейнам, объясняется и в новейшей теории мобилизма, с позиций которой мощное осадконакопление и интенсивный прогрев связываются с повышенной раздробленностью земной коры, с конвективным перемещением мантийного вещества. Затягивание в мантию в зонах субдукции осадков океанической коры (вместе с углеводородными соединениями и карбонатными осадками) рассматривается В.П. Гавриловым (198б г.) как мощный цикл круговорота углерода в природе, выходящий за рамки околоземного пространства и литосферы. Значительная часть углерода попадает в мантию, а из нее в литосферу и атмосферу. Атмосферный углерод усваивается растительными и животными организмами, остатки которых накапливаются в толщах осадочных горных пород.

Понятия о нефтегазоматеринских отложениях и регионально

нефтегазоносных комплексах

Одним из важных вопросов при прогнозировании нефтегазоносности исследуемых территорий является выделение в разрезе нефтепродуцировавших (нефтегазоматеринских) толщ и регионально нефтегазоносных комплексов. Нефтегазоматеринские отложения накапливаются в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в условиях относительно устойчивого погружения бассейна седиментации. Они содержат в повышенных концентрациях (0,5-5 %) органическое вещество, в котором присутствуют сингенетичные УВ. Породы с содержанием ОВ ниже 0,5 % даже при максимальной глубине погружения продуцируют очень малое количество УВ (менее 200 г/м3), недостаточное для образования промышленных скоплений нефти и газа. В случае преобразования гумусового ОВ, захороненною в рассеянной

форме, генерируются главным образом газообразные углеводороды и углистое вещество. Последнее распределено в породах в виде примеси (как правило, не более 5%). При преобразовании гумусового ОВ в гомогенных концентрированных массах газообразные У В (в основном метан) являются Электронная библиотека

АГНИ

39

побочным продуктом процесса карбонизации ОВ, а основной продукт -углистое вещество - образует в земной коре самостоятельные геологические тела (пласты углей), в которых газ находится в виде примеси, составляя ничтожную долю их массы. Все стадии преобразования сапропелевого ОВ сопровождаются

газообразованием, но главными продуктами этого процесса следует считать нефть (образуется из рассеянного О В) и горючие сланцы (генерируются из концентрированных масс ОВ). Помимо газа, нефти и горючих сланцев в качестве продукта преобразования в этом процессе выступает остаточное ОВ, находящееся в рассеянном виде (как правило, не более 5 %, чаще 0,5 %) в осадочных породах нефтегазоносных районов. Среди материнских выделяют породы, которые продуцировали

преимущественно нефть или газ. Примером нефтематеринских пород может служить майкопская толща (палеоген) мощностью до 1000 м, широко развитая на Северном Кавказе, пример газоматеринских пород — усть-тазовская серия (поздний мел) на севере Западной Сибири мощностью более 1000 м. В каждой нефтегазоносной провинции выделяются нефтегазоносные

комплексы, в которых сосредоточена основная масса выявленных в данной провинции ресурсов УВ. Так, в Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции основные запасы нефти сосредоточены в нижнемеловом комплексе. Нефте- и газосодержащие комплексы, как правило, располагаются выше нефте- и газоматеринских пород (на 0,4—0,8 км и более), что объясняется миграцией газа и нефти при формировании их залежей. Наряду с этим следует указать, что в Западной Сибири обнаружены местоскопления газа и нефти в самих газоматеринских толщах. Стратиграфические комплексы, характеризующиеся региональной

нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции, А.А. Бакиров предложил называть регионально нефтегазоносными комплексами. Последние могут быть сингенетичными и эпигенетичными, т.е. либо в них происходила генерация УВ, либо УВ поступили в них из других отложений. В зависимости от характера распространения нефтегазоносные комплексы подразделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Вместе с тем в каждой нефтегазоносной провинции в разрезе осадочных

образований наряду с указанными стратиграфическими подразделениями, характеризующимися региональной нефтегазоносностью, выделяется ряд литолого-стратиграфических комплексов, в которых, несмотря на наличие в разрезе проницаемых пород нет скоплений углеводородов или же содержатся залежи явно вторичного происхождения, образовавшиеся за счет поступления УВ из основных нефтегазосодержащих комплексов отложений. Выделение в разрезе исследуемой территории нефтегазопродуцировавших

толщ и регионально нефтегазоносных комплексов необходимо проводить на начальной стадии поисково-разведочных работ на нефть и газ, чтобы обеспечить максимальную их эффективность. Электронная библиотека

АГНИ

40

Рис. 25. Изменения углеводородов, содержащихся в мелкозернистых отложениях в зависимости от температуры (Hunt, 1977)

Электронная библиотека

АГНИ

41

Рис. 26. Схема проникновения капельки нефти в смоченную водой обломочную

породу (Berg, 1975)

В целом отмечается, что однородные и выдержанные коллекторы, отличающиеся хорошей проницаемостью, часто содержат воду малой солености и характеризуются равномерными градиентами давления. Напротив, прерывистые линзовидные коллекторы обычно отличаются водоносными горизонтами с изменчивой соленостью и давлением; в них углеводороды накапливаются легче, чем в протяженных коллекторах [22]. Для эффективных и выдержанных покрышек обычно характерны

хлорированная вода с относительно высокой соленостью, режимы давления, часто превосходящие гидростатическое давление, и хорошая сохранность углеводородов. Напротив, для покрышек посредственного качества часто характерны водоносные горизонты малой солености, изменчивое давление, величина которого часто равна гидростатическому, и относительно измененные, тяжелые и бедные газом углеводороды. Наконец, водоносные горизонты с малой соленостью, часто слегка

насыщенные углекислым газом или сульфатированные, чаще ассоциируются с тяжелой, в большей или меньшей степени измененной нефтью, в то время как хлорированная вода с более высокой соленостью связана с более легкими разновидностями нефти, часто парафинового основания, в известных случаях богатыми газом. Вероятно, покрышки, наиболее предпочтительной для газа, не существует;

68% гигантских месторождений газа покрыто глинами, 38% — эвапоритами. Мощность покрышки, по-видимому, не играет особой роли, непроницаемые породы мощностью в один десяток метров могут эффективно обеспечить формирование залежей под высоким давлением, как, например, на месторождениях пермского газа в Иране. Их протяженность, напротив, часто непосредственно сказывается на распределении залежей.

Электронная библиотека

АГНИ

42

ЛЕКЦИЯ 6

Система нефтегазоносных территорий. Понятие о нефтегазоносной провинции, области, районе, зоне, нефтегазонакопления. Понятие о

местоскоплении залежи нефти и газа. Классификация залежей по фазовому состоянию и запасам УВ [23]

Нефтегазогеологическое районирование территории России и

сопредельных стран

Промышленные месторождения нефти и газа открыты в различных частях России и сопредельных стран – от акватории и побережья Северного Ледовитого океана до пустынь Средней Азии, от Предкарпатья и акватории Балтики до Восточной Сибири и острова Сахалин [21]. В России и сопредельных странах в пределах платформенных, складчатых и

переходных территорий по состоянию изученности на 01.01.2002г. выделено 25 нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных мегапровинций, провинций и субпровинций (табл. 4). Почти каждая из них включает несколько нефтегазоносных областей и районов [22].

Таблица 4

№ п/п

Нефтегазоносные мегапровин-ции (НГМП), провинции (НГП, ГНП) и субпровин-ции (НГСП)

Тектони-ческая характе-ристика

Год открытия

провинции

Площадь

нефтегазоперспектив-

ной территории

, млн.

км2

Возраст

осадочного

чехла,

км

Мощность осадочного

чехла,

км

Возраст

нефтегазоносных

комплексов

1 2 3 4 5 6 7 8 Нефтегазоносные мегапровинции древних платформ

Восточно-Европейская (Русская) мегапровинция

1 Волго-

Уральская НГП

Волго-Уральская мегантек-лиза

1936 0,6 палеозой 1,0-6,0 пермь, карбон, девон

2 Тимано-Печорская НГП

Печорская синеклиза

1930 0,35 палеозой 1,0-7,0 триас, пермь, карбон, девон, силур, ордовик Эл

ектронная библиотека

АГНИ

43

1 2 3 4 5 6 7 8 3 Прикаспий

ская НГП Прикас-пийская мегаси-неклиза

1895 0,52 Кайнозой, мезозой, палеозой

6,0-16,0 мел, юра, триас, пермь, карбон, девон

4 Днепровско-Припятская ГНП

Днепров-ско-Донецкий грабен, Припятс-кая впадина

1951 0,10 кайнозой, мезозой, палеозой

2,0-10,0 юра, триас, пермь, карбон, девон

5 Балтийская НГП

Балтийс-кая синеклиза

1962 0,10 мезозой, палеозой,

1,0-3,5 силур, ордовик, кембрий

6 Ленно-Тунгусская НГП

Ленно-Тунгус-ская плита

1962 2,8 мезозой, палеозой, протеро-зой

2,0-7,0 кембрий, венд, рифей

7 Ленно-Вилюйская ГНП

Вилюй-ская гемисине-клиза

1956 0,15 мезозой, палеозой

2,0-14,0 юра, триас, пермь

8 Енисейско-Анабарская ГНП

Енисей-Хатанг-ский, Ленл-Анабар-ский региона-льные прогибы

1960 0,35 мезозой, палеозой

2,0-11,0 мел, юра, триас, пермь

Нефтегазоносные мегапровинции молодых платформ

9 Западно-Сибирская НГМП

Западно-Сибирская эпигер-цинская плита

1953 газ 1961 нефть

1,6 кайнозой, мезозой

1,5-3,5 мел, юра

10 Туранская НГМП

Туранская эпигер-цинская плита

1958 0,50 кайнозой, мезозой

2,0-6,0 палеоген, мел, юра, триас

11 Предкавказско-Крымская (Скифская) НГМП

Скифская эпигер-цинская плита

1946 0,30 кайнозой, мезозой

2,0-6,0 неоген, палеоген, мел, юра, триас, пермь

Электронная библиотека

АГНИ

44

1 2 3 4 5 6 7 8 Нефтегазоносные субпровинции переходных территорий

12 Предкавказ

ская НГСП Альпий-ские краевые прогибы

1864 0,08 кайнозой, мезозой

4,0-12,0 неоген, палеоген, мел, юра, триас

13 Предкарпатская НГСП

Предкар-патский альпий-ский прогиб

1983 0,02 кайнозой, мезозой

2,0-8,0 неоген, палеоген, мел, юра

14 Предуральская НГСП

Предура-льский передо-вой прогиб

1929 0,19 палеозой 4,0-14,0 пермь, карбон, девон, силур, ордовик

15 Предверхоянская ГСП

Пред-верхоян-ский региона-льный прогиб

1956 0,19 мезозой, палеозой

2,0-14,0 юра

Нефтегазоносные провинции складчатых территорий

16 Закавказская НГП

Закавказ-ский межгор-ный прогиб, Южно-Каспий-ская впадина

1873 0,15 кайнозой, мезозой

3,0-10,0 Неоген, палеоген, мел

17 Западно-Туркменская НГП

Западно-Туркме-нская межгор-ная впадина

1888 0,06 кайнозой, мезозой

1,0-15,0 Неоген, палеоген

18 Тяньшань-Памирская НГП

Ферган-ская, Таджик-ская и Чу-Сарысу-йская межгор-ные впадины

1880 0,16 кайнозой, мезозой

2,0-9,0 Неоген, палеоген, мел, юра, пермь, карбон, девон

Электронная библиотека

АГНИ

45

1 2 3 4 5 6 7 8 19 Дальневост

очная НГП Пояс Тихо-океанской кайнозой-ской складчато-сти, антикли-нории и синклино-рии о-ва Сахалин и п-ва Камчатки

1923 1,20 кайнозой 2,0-6,0 неоген

Нефтегазоносные провинции арктических и дальневосточных морей России 20 Баренцево-

морская ГНП

Баренце-воморская краевая плита

1982 1,35 мезозой, палеозой

3,0-18,0 юра, триас

21 Северо-Карская ПНГП

Краевая плита

0,344 мезозой, палеозой

2,0-12,0 мел, карбон, девон

22 Лаптевская ПНГП

Лаптев-ская краевая плита

0,33 кайнозой, мезозой, палеозой, протеро-зой

1,0-8,0 палеоген, мел, юра, триас, пермь, карбон, девон, силур, венд, рифей

23 Восточно-Арктичес-кая ПНГП

Восточно-Арктиче-ская краевая плита, окраинно-шельфо-вые прогибы и поднятия

0,58 кайнозой, мезозой, палеозой, протеро-зой

0-8,0 палеоген, мел, юра, триас, пермь, карбон, девон, силур, венд, рифей

24 Южно-Чукотская ПНГП

Чукот-ский прогиб

0,15 мезозой мел, пермь, карбон Эл

ектронная библиотека

АГНИ

46

1 2 3 4 5 6 7 8 25 Притихоок

еанская НГП

Глубоко-водные впадины Беринго-ва моря, Прикамчатско-Приура-льская аквато-рия, Тихого океана, Хатыр-ская и Анадыр-ская впадины

0,226 (0,94 суши, 0,172 акватории)

кайнозой 3,0-8,0 миоцен, олигоцен, эоцен

Помимо выявленных нефтегазоносных провинций на территории России и

сопредельных стран выделяются перспективные территории, в тектоническом отношении приуроченные: к Мезенской синеклизе (площадь 0,3 млн км2), Московской синеклизе (0,35 млн км2), Львовской впадине (0,03 млн км2), мегатиклинорию Восточных Карпат (0,017 млн км2), Араксинской межгорной впадине (0,01 млн км2), Тургайской синеклизе (0,3 млн км2), Сырдарьинской синеклизе (0,065 млн км2), группе межгорных впадин и прогибов Тянь-Шаня (Восточно- и Западно-Иллийская впадины, Иссык-Кульский и Нарынский прогибы, общей площадью 0,09 млн км2), группе впадин Казахского щита (Кузнецкая, Северо-Минусинская, Алакольская и Зайсанская — общей площадью 1,2 млн км2), группе Приамурских и Приморских впадин (Верхнебуреинская, Ханкайская, Среднеамурская, Зейская — общей площадью 0,22 млн км2 ), Зырянскому прогибу (0,06 млн км2), Анадырско-Наваринскому межгорному прогибу (ОДЗ млн км2) и др. Особым своеобразием отличаются территории, связанные с шельфами

(акваториями) арктических морей России, общей площадью 3,5 млн км2, шельфом Притихоокеанским (2,2 млн км2) и Охотского моря площадью 1,5млн км2, освоение которых в настоящее время представляет сложную проблему ввиду неблагоприятных природно-климатических условий, слабой изученности геолого-геофизическими исследованиями и бурением, но где уже открыты крупнейшие по запасам месторождения газа и нефти, разработка которых требует огромных финансовых вложений. Большая часть нефтегазоносных провинций России и сопредельных стран

находится в пределах платформенных территорий; провинции складчатых территорий приурочены к межгорным впадинам, прогибам или антиклинориям в основном альпийской складчатости (Кавказ и др.); провинции переходных Электронная библиотека

АГНИ

47

территорий соответствуют предгорным прогибам с установленной промыш-ленной нефтегазоносностью. Промышленное значение провинций также различное. Основная добыча

нефти и газа производится из недр Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции; значительное количество — в Волго-Уральской, Прикаспийской, Тимано-Печорской и Туранской нефтегазоносных провинциях. Большие потенциальные возможности открытия новых месторождений нефти и газа связываются с Лено-Тунгусской, Лено-Вилюйской, Дальневосточной (Охотской) провинциями, которые изучены еще недостаточно. Не исчерпаны возможности и таких старейших нефтегазоносных провинций, как Закавказская, Предкарпатская, Западно-Туркменская и др. Все возрастающую роль в развитии нефтегазодобывающей промышленности России приобретают Баренце-воморская и другие перспективные провинции и области, при-уроченные к шельфам и акваториям морей, преимущественно арктических.

Основные нефтегазоносные провинции мира

В настоящее время в мире на суше и на море известно около 600 осадочных бассейнов. Примерно в 160 из почти 400 более или менее изученных ведется промышленная добыча углеводородов, но только в 25 бассейнах общие выявленные запасы превышают 1,4 млрд. т и в них сконцентрировано около 85% всех разведанных на сегодня мировых запасов. Почти 2/3 всех мировых запасов заключены в 6 суперпровинциях, содержащих более 7 млрд. т; только в одной из них сосредоточено 40 % этих запасов (Perrodon, 1978a; Halbouty, 1978; Nehring, 1980; Bois et al., 1980, 1982). Концентрация нефтяных запасов проявляется также на уровне

месторождений. На 272 гигантских мировых месторождениях нефти (с запасами более 70 млн. т), которые составляют лишь 1 % общего числа мес-торождений, сосредоточено примерно 3/4 общих выявленных запасов, а на 33 супергигантских месторождениях (более 700 млн. т) , 23 из которых находятся на Среднем Востоке, сосредоточена половина запасов. Концентрация газа немного меньше: около 3/4 общих выявленных запасов

сосредоточено в 15 гигантских провинциях, что составляет более 1 трлн. м3 , 2/3 которых приходится на 4 провинции. В стратиграфическом плане отмечается, что посттриасовые серии содержат

примерно 80% запасов углеводородов при следующем распределении: палеозой ~ 13 %; мезозой ~ 63 %; кайнозой - 24% (40 % вне Среднего Востока) (Halbouty et al., 1970). Структурные ловушки, 3/4 которых представлено антиклиналями,

объединяют 85% гигантских месторождений и содержат 95% запасов нефти и газа (Klemme, 1975) [22]. На территории России, провинций России и сопредельных стран

расположено большое количество крупных и богатых осадочных бассейнов, Электронная библиотека

АГНИ

48

которые составляют не меньше трети площади всех осадочных бассейнов мира и в которых представлена вся серия отложений. Основные запасы углеводородов девонско-каменноугольных отложений

сосредоточены в Волго-Уральской провинции, в выступах фундамента краевой зоны Русской платформы. На площади огромного бассейна Западной Сибири располагается группа

месторождений нефти и значительное количество гигантских месторождений газа, приуроченных к однородным мезозойским толщам. Богатые запасы нефти и газа небольших южно-каспийских бассейнов, в

частности бассейнов Баку и Западной Туркмении, размещены (или размещались) в узких опускающихся впадинах. К этим гигантским провинциям необходимо добавить особенно богатую

газом провинцию Средней Азии, Украинскую провинцию, Вилюйскую и Тунгусско-Ленскую провинции в Восточной Сибири, а также Сахалинскую провинцию на Тихоокеанском выступе.

Волго-Уральская провинция

Волго-Уральская провинция, Второе Баку, расположена на площади около 600 тыс. км2 между Уралом, Русской платформой и Прикаспийской впадиной на юге. Она соответствует палеозойскому бассейну платформенного типа на западе, который переходит в опускающийся желоб впереди Уральской горной цепи. На севере ее продолжением является Тимано-Печорская провинция, а на юге — Эмбинская. Геологические критерии. Осадочная серия на востоке начинается

живетскими трансгрессивными образованиями на складчатом и эродированном субстрате. Обломочные отложения этого яруса и нижнефранские образования перекрыты карбонатными породами, которые на западе переходят в отложения лагунных и континентальных фаций. После периода деформаций в карбоне отмечается новый осадочный цикл, который начинается терригенными отложениями и продолжается карбонатными. Наконец, пермские отложения, хорошо развитые в Предуральском прогибе, представлены двумя комплексами артинских, часто рифовых известняков, которые перекрыты соленосными кунгурскими толщами. Мощность всей осадочной серии быстро увеличивается с запада на восток - до 2—3 км по краю Русской платформы, до 6 км и более на востоке. В плане строения эта в целом флексурная зона характеризуется

чередованием поднятий в виде валов и впадин с большим радиусом кривизны. Эти крупные структурные единицы в свою очередь осложнены разломами и деформациями ограниченного масштаба со слабым падением. Величина геотермических градиентов, как правило, не превышает нормальную, она выше в зоне флексур и продуктивных куполов.

Электронная библиотека

АГНИ

49

Рис.27. Структурная карта Волго-Уральской провинции СССР (по карте

прогноза нефтегазоносности СССР в масштабе 1:5 000 000, 1967) Изолинии глубин, м: а — подошвы кунгурской соли; б — подошвы

палеозойских осадочных образований Критерии нефтегазоносности. Среднедевонские и визейские коллекторы

обычно представлены песчаниками, каменноугольные и артинские — известняками, в которых широко развиты рифовые образования. Девонские песчаники, представляющие коллекторы самых крупных месторождений провинции, обычно отличаются малой мощностью, около 10 м, но значительным простиранием или, по меньшей мере, хорошей выдержанностью; Электронная библиотека

АГНИ

50

по общепринятой интерпретации они относятся к отложениям дельтовых и береговых фаций и имеют хорошие характеристики: пористость около 20 %, проницаемость 400—500 мД, что обеспечивает дебиты скважин при фонтанировании около 100 т/сут и при откачке 60 т/сут. Коллекторы, образованные пермскими известняками, имеют очень разные

характеристики в зависимости от глубины изменений породы и трещиноватости. Рифовые месторождения р. Белая отличаются невысокой продуктивностью. Покрышки представлены девонскими и каменноугольными очень хорошо

выдержанными глинами, а также верхнепермской солью. Их отличает очень высокая эффективность. Два горизонта черных глин, эйфельский и франский, вероятно,

представляют основные материнские породы этого района. Они содержат значительное количество органического вещества гумусового и сапропелевого типов и распространены на больших площадях. Другие горизонты, в частности визейский, также могут быть источниками газа и нефти. Важную роль играла: вертикальная миграция. Известны проявления на поверхности. Девонская нефть характеризуется средней плотностью (0,84-0,86),

содержит немного серы (1-1,5%), каменноугольная и пермская нефти более тяжелые (плотность около 0,9) и содержат больше серы (до 3,5 %). В пермских рифовых залежах в газах газовых шапок присутствует азот

(15—90%). Содержание газа и легких продуктов увеличивается с глубиной при одновременном уменьшении количества сернистых соединений. Газ, особенно на гигантском Оренбургском месторождении, отличается повышенным содержанием H2S.

Рис. 28. Поперечный разрез Волго-Уральского бассейна через Ромашкинское

месторождение, СССР Электронная библиотека

АГНИ

51

Ловушки образованы куполами и антиклиналями, как правило, с очень слабым падением слоев (около 10 и менее). Самые крупные имеют большие площади поверхности (3 тыс. км2 на Ромашкинском месторождении). Залежи, как правило, располагаются в южной и юго-восточной краевых зонах Татарского и Средневолжского поднятий. Пермские рифы образуют стратиграфические ловушки, они часто вытянуты вдоль линейных поднятий и отличаются средней плотностью запасов. Основные открытия. В Волго-Уральской провинции сосредоточено около 6

млрд. т нефти, из которых на сегодня более двух третей уже добыто; запасы нефти распределены на более чем 100 месторождениях нефти, 12 из которых относятся к категории гигантских, и 150 месторождениях газа. Запасы самого крупного — Ромашкинского — оцениваются в 2 млрд. т. Самая богатая зона простирается по краю Татарского и Башкирского сводов. Эта провинция богата также газом; начальные его запасы оценивались

более чем в 3 трлн. м3; большая часть запасов сосредоточена на Оренбургском месторождении — по последним оценкам до 2 трлн. м3. Ромашкинское месторождение, открытое в 1948 г., расположено в

пределах крупного пологого куполовидного поднятия (Татарского свода) с падением пластов около 100. Пять продуктивных горизонтов дельтовых песчаников среднедевонского возраста расположены на глубине 1800 м. Температура залежи исключительно низкая, около 40°С. Мощность продуктивных отложений колеблется от 2 до 35 м при среднем

значении 10 м. Средние дебиты скважин 40 т/сут, на некоторых скважинах 125 т/сут; 8 тыс. скважин обеспечивают добычу 80 млн. т в год. Накопленная добыча превышает 1,4 млрд. т. Нагнетание воды было внедрено рано и в широких масштабах. Девонские отложения продуктивны и на других гигантских

месторождениях: Новоелховское - 400 млн. т (основная продуктивная толща — каменноугольная), Туймазинское — 300 млн. т, Мухановское — 200 млн. т, Шкаповское — 175 млн. т, Бавлинское — 100 млн. т. На Арланском гигантском месторождении продуктивны известняки московского яруса на глубине 750 м, турнейского яруса на глубине 1200 м, а также визейские песчаники; запасы месторождения оцениваются от 170 до 560 млн.т. Среди пермских месторождений самое крупное Краснохолмское, или

Оренбургское, месторождение. Запасы его оцениваются более чем в 2 трлн. м3 (иногда приводится цифра 3 трлн. м3). Продуктивная толща представлена пермскими трещиноватыми доломитами, перекрытыми кунгурской солью, деформированной в результате проявления соляной тектоники. Залежь содержит кислый газ с большим содержанием серы (13-45 % H2S). Ловушка образована нарушенной антиклиналью с высотой замыкания 700 м, расположенной в приподнятой региональной зоне, где пермские отложения особенно широко развиты. Добыча должна превышать 50 млрд. м3/год. Мелекесская впадина, между Казанью и Самарой, содержит около 18 млрд.

т тяжелой нефти, в основном в пермских песчаниках на южной вершине Татарского свода. Электронная библиотека

АГНИ

52

Рис. 29. Карта нефтегазоносности Западной Сибири, СССР.

Месторождения: 1 — Арктическое; 2 - Мессояхское; 3 - Соленинское; 4 — Пеляткинское; 5 — Новолортовское; 6 — Русское; 7 - Заполярное; 8 — Тазовское; 9 — Пурпейское; 10 — Уренгойское; 11 — Медвежье; 12 —Чуэльское; 13 — Алхазовское; 14 - Турское; 15 — Игримское; 16 — Нижнетугиянское; 17 — Пунгинское; 18 — Игримское; 19 — Надымское; 20 – Малоатлымское; 21 — Каменное; 22 — Западно-Сургутское; 23 — Мортымьинское; 24 - Шаимское; 25 — Губкинское; 26 – Северо-Комсомольское; 27 - Ныдинское; 28 — Вынгапуровское; 29 — Сургутское; 30 — Усть-Балыкское; 31 - Балыкское; 52 – Южно Балыкское; 33 — Мамонтовское; 34 — Самотлорское; 35 — Белоозерное; 36 — Мегионское; 37 – Малореченское; 38 – Назинское; 39 - Нижневартовское; 40 — Советское; 41 — Александровское; 42 — Охтеурьевское; 43 - Соснинское; 44 - Сильгинское; 45 - Нововасюганское; 46 - Северо-Васюганское; 47 – Колпашевское; 48 – Пудинское; 49 – Мыльджинское; 50 — Катылгинское; 51 — Межовское; 52 — Моисеевское; 53 — Усть - Сильгинское; 54 – Среднесильгинское; 55 – Уфимское; 56 – Борисовское; 57 – Веселовское. Электронная библиотека

АГНИ

53

Наибольшее количество залежей нефти в этой провинции приходится на юго-восточные крылья Татарского и Башкирского сводов на границе с Пермским передовым прогибом. Несмотря на наличие многочисленных рифовых построек крупные запасы нефти в этой провинции в настоящее время не сохранились. Здесь сосредоточены большие запасы газа, в основном в районе Оренбурга.

Близкое расположение приподнятых зон и региональных депрессий, которое подчеркивается изменением уровня геотермических градиентов, служит одной из основных причин высокой нефтегазоносности этой крупной провинции, обладающей, кроме того, однородными и выдержанными отложениями (Трофимук, 1955; Смирнов, 1958; Мирчинк и др., 1959; Fohx, 1962; Meyerhoff, 1982, 1984).

Западно-Сибирская провинция

Эта провинция соответствует очень крупному бассейну мезозойско-

кайнозойской платформы в Западной Сибири. Площадь бассейна 3,2 млн. км2: 2,8 млн. на суше и 0,4 млн. км2 на континентальном арктическом шельфе [22]. Геологические критерии. Геологическая история этого бассейна

представляется особенно простой, что часто бывает залогом высокой нефтегазоносности. В структурном плане в бассейне выделяются крупные региональные

поднятия, разделенные впадинами с пологими склонами, в которых субстрат расположен на глубине от 4 до 5 км, с падением слоев от 2 до 3°. Мощность осадочной серии 2-6 км; кайнозойские образования развиты в

северной зоне, где разрез отложений достигает мощности 6 км, тогда как палеозойские серии под несогласно залегающими мезозойскими отложениями выделяются в юго-восточной части. Мезозойские и кайнозойские образования представлены в основном глинами и песками, соответствующими береговой лагунной или озерной фациям; они подразделяются на несколько крупных циклов. Нижне- и среднеюрские отложения представлены серыми глинами с

песчаными и углистыми пропластками. Верхнеюрские трансгрессивные отложения включают черные морские глины, битуминозные в основании, переходящие в лагунные глины с песчаными прослойками, которые датируются валанжином - готеривом. Новый аптско-сеноманский цикл представлен чередующимися глинами,

песками и пластами угля. В туроне отмечается новая трансгрессия, которая продолжается до эоцена; в олигоцене начинает проявляться регрессия в северном направлении, которая продолжается на протяжении всего неогена. Геотермические градиенты относительно высоки для бассейна этого типа, в

частности в приподнятых зонах, а также в центральном и западном районах, где отмечены значения от 30 до 60°С/км. Электронная библиотека

АГНИ

54

С гидрохимической точки зрения отмечается наличие вод хлор-кальциевой и гидрокарбонатно-натриевой с температурой 30—120°С. Давления равны гидростатическим. Критерии нефтегазоносности. Коллекторы представлены в основном

песчаниками; они многочисленны, распространены на больших площадях и обладают хорошими характеристиками. Они слабо сцементированы и отличаются повышенными пористостью и проницаемостью (15—30 % и 500—4000 мД). Их относительная маломощность компенсируется многослойностью. Дебиты достигают 500-800 т/сут. Основные продуктивные коллекторы относятся: к верхнеюрским трансгрессивным отложениям, перекрытым

валанжинскими глинами; к валанжинско-готеривским пропласткам в глинах того же возраста; к апт-альб-сеноманским отложениям, перекрытым туронскими

трансгрессивными глинами. Добыча нефти ведется также из девонских и каменноугольных карбонатных

коллекторов в районе Томска. Покрышки в основном глинистые, часто большой мощности, занимают

трансгрессивное положение, в частности в туроне. Вероятно, многолетнемерзлые породы также являются эффективной покрышкой в се-верной зоне. Материнские породы, очевидно, представлены: окремненными радиоактивными черными битуминозными глинами верхней

юры (баженовская свита), которые богаты органическим материалом (5-20 %) гумусового типа в краевых зонах и сапропелевого типа в центральной части, где они достигают мощности 50—150 м; глинами нижнего мела, особенно в северной части, менее богатыми

керогеном. Первые, вероятно, достигали стадии созревания на глубине 2-2,8 км при

температуре примерно 80°С, что и было обеспечено на обширных площадях. Юрская нефть обычно нафтено-ароматического типа, достаточно легкая (в

среднем 0,84) и с малым содержанием S; дебиты скважин достигают 500-800 т/сут; неокомская и альбская нефть того же типа, но более тяжелая (0,85-0,90) и содержит довольно много серы (1-2 %), смол и асфальтенов; дебиты скважин всего 10-15 т/сут. Нефть становится более тяжелой при приближении к краям бассейна, где

вода характеризуется малой соленостью (2-5 г/л). Среда осадконакопления, вероятно, отражается на природе нефти: так, были установлены некоторые корреляции между береговыми фациями и углеводородами парафинового основания с малым содержанием серы. Химический состав в конечном итоге, по-видимому, больше зависит от стратиграфических особенностей, чем от глубины. Газ отличается очень высоким содержанием метана и часто — высших

гомологов, сенонский газ - тощий с небольшим содержанием азота. Газ, особенно в арктических зонах, имеет, по крайней мере в некоторой части, Электронная библиотека

АГНИ

55

биохимическое происхождение на небольшой глубине. Справедливо возникает вопрос, не является ли присутствие гидратов, которые при контакте обеспечивают высвобождение газа из водных растворов, предпосылкой для образования крупных залежей в высокоширотных районах (Rice & Claypool., 1981; Du Rouchet, 1980). Ловушки относятся к структурному типу и представлены куполами и

антиклиналями с большим радиусом кривизны: они, вероятно, приурочены к приподнятым зонам гранитного фундамента и характеризуются ранним, начиная с юрского периода, заложением. Их размеры в среднем ( )1210()86( ÷×÷ ) км2, реже 30х70 км2, при площади замкнутой поверхности до 1500 км2. Высота замыкания может достигать 300—500 м в центральной зоне и 1000—1500 м в северной. Приурочены ловушки в основном к крупным региональным поднятиям, играющим роль «макроловушек» и получают питание из соседних синклинальных областей за счет латеральной и частично вертикальной миграции. Газ накапливается в более молодых (постседиментационных) сводовых структурах. Обследованию подверглось до 1000 структур. Западно-Сибирская провинция представляется одной из самых богатых в

мире, особенно по запасам газа. На сегодняшний день здесь открыто около 4 млрд. т нефти на более чем 200 месторождениях и более 15 трлн. м3 газа, а разведка еще далеко не закончена (Meyerhorf, 1982). В этом бассейне расположено большое число гигантских месторождений, в

частности самые крупные в мире месторождения газа: Уренгойское, 7,5 трлн. м3; Заполярное, 1,5 трлн. м3 ; Ямбургское, 4; Тазовское, 1,1; Юбилейное, 2; Медвежье, 1 ; Арктическое, 1,7; Харасавэйское, 1; а тякжр месторождения нефти: Самотлорское (1965 г,), 2600 млн. т; Федоровское (1971 г.), 400; Варьеганское (1970 г.), 200; Усть-Балыкское (1961 г.), 170; Советско-Вартовское (1963 г.), 150; Мамонтовское (1964 г.), 300; Западно-Сургутское (1962 г.), 100; Лянторское (1966 г.), 150; Правдинское (1964 г.), 130; Русское (1968г.), 100; Салымское (1963 г.), 50 (?); Мегионское (1961 г.), 50. Самотлорское месторождение, открытое в 1965 г. в очень труднодоступном

районе среди болот и озер, является самым крупным месторождением нефти в СССР и занимает четвертое место в мире. На нем добывают 150 млн. т нефти в год. Это крупная, сильно сплющенная антиклиналь площадью более 800 км2; коллекторы образованы юрскими песчаниками на глубине 2400 м; они Электронная библиотека

АГНИ

56

расположены уступами в толще мощностью 600 м. Проницаемость приблизительно 500 мД, общая высота залежи нефти 50 м, давление -245 бар и температура 88°С. Средние дебиты скважин 110 т/сут, максимальные 1000 т/сут. Нефть легкая, плотностью 0,87—0,83 (30–39° API). Предусмотрено более 3 тыс. опережающих эксплуатационных скважин. (Каяянов и др., 1967; Dickey, 1972; Ровнин и др., 1975; Meyerhoff, 1980, 1982). Наиболее подробное описание нефтегазоносных территорий России

приведены в работах Каламарова Л.В. [21], Бакирова А.А. и др. [11], Перродена [22].

Понятие об области, районе, зоне нефтегазонакопления, местоскопления, залежи нефти и газа

На земном шаре известно более 4000 местоскоплений нефти, газа и

битумов, открытых на всех континентах Земли (кроме Антарктиды) и во многих омывающих их морях и океанах. Однако выявленные залежи УВ в пределах нефтегазоносных территории распределены крайне неравномерно как по площади, так и по разрезу осадочных отложений, что является главнейшей геологической особенностью размещения нефти и газа в недрах. Например, значительные концентрации ресурсов нефти и газа установлены на Ближнем и Среднем Востоке (Саудовская Аравия, Ирак, Иран, Кувейт и др.), в Северной Африке (Ливия, Алжир), в Мексиканском заливе. Северном море, на террито-рии СССР (Западная Сибирь, Урало-Поволжье) и в других регионах. В то же время известно громадное количество мелких и средних местоскоплений [1]. Как показывают многочисленные исследования, размещение ресурсов

нефти и газа, типы локальных и региональных скоплении находятся в тесной связи с геологической историей развития определенных типов геоструктурных элементов земной коры (платформы, геосинклинали и т.д.) и с особенностями строения и состава слагающих их осадочных отложений. Все известные место скопления размещаются группами, зонами, ассоциациями, образуя различные категории региональных скоплений нефти и газа. Классификация нефтегазоносных территорий и нефтегазогеологическое

районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо для научно обоснованного прогнозирования нефтегазоносности недр и выбора наиболее эффективных направлений поисково-разведочных работ. Исходя из планетарной приуроченности регионально нефтегазоносных

территорий мира к различных типам геоструктурных элементов земной коры (своды, впадины, прогибы, мегавалы и т.д.), А.А. Бакиров разработал классификацию региональных нефтегазоносных территорий и соподчинённость различных единиц нефтегазогеологического районирования. Основываясь на тектоническом принципе, А.А. Бакиров в качестве основных единиц нефтегазогеологического районирования рекомендует выделять в Электронная библиотека

АГНИ

57

платформенных и складчатых территориях нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления. Нефтегазоносная провинция – единая геологическая провинция,

объединяющая ассоциацию смежных нефтегазоносных областей и ха-рактеризующаяся сходством главных черт региональной геологии, в том числе общностью стратиграфического положения основных регионально нефтегазоносных отложений в разрезе. По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонаконления. Нефтегазоносная область – территория, приуроченная к одному из

крупных геоструктурных элементов, характеризующихся общностью геологического строения и геологической истории развития, включая палеогеографические и литолого-фациальные условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение крупных отрезков геологической истории. Зона нефтегазонакопления – ассоциация смежных, сходных по

геологическому строению место скоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе связанных между собой локальных ловушек. В зависимости от генетического типа составляющих ловушек зоны

нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические, стратиграфические и рифогенные. Нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления

относятся к региональным, а местоскопления (месторождения) и залежи — к локальным скоплениям нефти и газа.

Электронная библиотека

АГНИ

58

ЛЕКЦИЯ 7

Генетическая квалификация и структура залежей нефти и газа. Формирование залежей. Элементы залежи. Закономерность

пространственного размещения скоплений нефти и и газа в земной коре (2 ч.)

Общие закономерности в формировании и размещении залежей нефти и газа

В настоящее время можно считать доказанным, что образование У В в

земной коре генетически связано с формированием осадочных толщ. Отсюда вытекают и важнейшие выводы о закономерностях размещения нефтяных и газовых скоплений в земной коре [11]. Из выявленных в земных недрах ресурсов нефти и газа более 99,9%

приурочено к осадочным образованиям. В разрезе каждой нефтегазоносной провинции содержится один или несколько литолого-стратиграфических комплексов, характеризующихся региональной нефтегаэоносностью и разделенных газонефтенепроницаемыми толщами отложений-покрышек. В земной коре залежи и место скопления нефти и газа группируются в зоны

нефтегазонакопления, совокупность которых в свою очередь образует нефтегазоносные области, объединяемые в крупные нефтегазоносные провинции. В геоструктурном отношении нефтегазоносные области приурочены на платформах к внутриплатформенным и краевым впадинам, сводовым и линейно вытянутым поднятиям и авлакогенам, а в переходных и складчатых регионах к предгорным и межгорным впадинам, срединным массивам. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на

местоскоплениях нефти и газа могут встречаться одновременно не сколько типов залежей. Ареалы региональной нефтегазоносноети в отложениях различных

стратиграфических подразделении в одних случаях совпадают, а в других - территориально смещены. В размещении скоплении нефти и газа наблюдается зональность:

выделяются территории преимущественно нефтеносные, преимущественно газоносные, содержащие и газ, и нефть. Зональность может быть и вертикальной.

Электронная библиотека

АГНИ

59

Рис. 30. Зона нефтегазонакопления литологического типа в Майкопском

районе. Заливообразные залежи. а – геологические границы; б – изогипсы, м; в – залежи нефти

Рис. 31. Геологический разрез нефтяного местоскопления Косчагыл

(Прикаспийская впадина) с тектонически экранированными, приконтактными и стратиграфическими залежами.

1 – соль; 2 – нефть; 3 – пласт-коллектор Эл

ектронная библиотека

АГНИ

60

Классификация залежей нефти и газа Разработке классификации различных типов залежей нефти и газа

посвящены многочисленные работы. Наиболее известны классификации И.О. Брода, Н. А. Еременко, Н.Ю. Успенской, Л.А. Бакирова. Согласно классификации А. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности формировании ловушек, с которыми связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа (табл. 5). Класс структурных залежей. К этому классу относятся залежи,

приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса — сводовые, тектонически экранированные и приконтактные. Сводовые залежи формируются в сводовых частях локальных

структур. Принципиальные схемы сводовых залежей в пределах раз личного типа структур изображены на рис. 27, 29. Тектонически экрани-рованные залежи формируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение локальных структур. Подобные залежи могут накопиться в различных частях структуры: на своде, крыльях или периклиналях. Приконтактные залежи образуются в продуктивных пластах, контактирующих с соляным штоком, глиняным диапиром или же с вулканогенными образованиями. Класс литологических залежей. В составе этого класса выделяются две

группы залежей: литологически экранированных и литологически ограниченных. Залежи литологически экранированные располагаются в участках

выклинивания пласта-коллектора. Таблица 5

Классификация залежей по А.А. Бакирову Класс Группа Тип

Вид ловушки

Сводовые

Антиклинали и купола: простого ненарушенного строения; осложненные разрывными нарушениями; осложненные диапиризмом и грязевым вулканизмом. Солянокупольные структуры. Структуры, осложненные вулканогенными образованиями

Структур-ные

Антиклиналей и куполов

Висячие Структуры: простого и сложного строения; осложненные диапиризмом, грязевым вулканизмом

Тектоничес-ки экранирован-ные

Структуры, осложненные разрывными нарушениями, диапиризмом и грязевым вулканизмом. Солянокупольные структуры, осложненные вулканогенными образованиями. Поднадвиговые структуры. Эл

ектронная библиотека

АГНИ

61

Блоковые приконтакт-ные

Сильно нарушенные структуры Пласты, экранированные: соляным штоком; диапировым ядром или образованиями грязевого вулканизма; вулканогенными образованиями

моноклиналей Нарушенных моноклина-лей

Экранированные разрывными нарушениями моноклинали

Ненарушен-ных моноклина-лей

Флексуры и структурные носы

Синклиналей Бортовые и центральные части синклиналей

Рифоген-ные

Рифовых массивов

Рифогенные образования

Литологические

Литологически экранирован-ные

Выклиниваю-щихся или замещенных коллекторов

Участки: выклинивания коллекторов вверх по восстанию пластов; замещения проницаемых пород непроницаемыми

Экраниро-ванные

Экранирование отложениями асфальта и битума

Литологически ограниченные

Шнурковые или рукавообраз-ные

Песчаные образования ископаемых русел палеорек. Прибрежно-дельтовые образования палеорек

Баровые Песчаные валоподобные образования ископаемых баров

Линзовидные Линзовидно- или гнездообразно залегающие коллекторы среди непроницаемых пород

стратиграфические

В коллекто- рах, срезанных эрозией и перекрытых несогласно залегающими слоями непроницае-мых пород;

Под несогласия-ми на тектоничес-ких структурах

Участки стратиграфических несогласий на антиклиналях или моноклиналях

Останцовые Участки эродированной поверхности погребенных останцов палеорельефа

Выступовые Выступы кристаллического фундамента

Эл

ектронная библиотека

АГНИ

62

Локальные и региональные скопления нефти и газа

Скопления нефти и газа подразделяются на две категории: локальные и региональные. Такое деление предложил А.А. Бакиров, опубликовавший в трудах Международного геологического конгресса (1964г.) единую классификацию всех категорий скоплений нефти и газа в земной коре. В категорию локальных скоплений им включаются залежи и местоскопления. Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому. Местоскопление нефти и газа - это совокупность залежей нефти и газа,

приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по paзмерам площади, контролируемой единым структурным элементом (рис. 32). Термин "месторождение нефти и газа" не отвечает действительному смыслу

этого понятия, так как образование залежей происходит в результате сложных миграционных процессов, протекающих в недрах. Поэтому правильнее говорить о «местоскоплении залежей нефти и газа» (термин введен А.А. Бакировым). В категорию региональных скоплений углеводородов включаются зоны

нефтегазонакопления, нефтегазоносные области и провинции Наряду с нефтегазоносными провинциями и областями в литературе также

широко используется термин "нефтегазоносный бассейн", предложенный И.О. Бродом для крупных впадин, выполненных осадочными толщами, в которых имеются комплексы с залежами нефти и газа. Нефть и газ в земной коре приурочены к ее осадочной оболочке —

стратисфере. Однако осадочная оболочка на земном шаре распространена не повсеместно и имеет различную мощность. Участки земной коры, различающиеся по мощности ископаемых осадков и размерам, оцениваются и в нефтегазоносном отношении неодинаково. Отмечается прямая связь между объемом осадочных толщ и масштабами ресурсов углеводородов в недрах той или иной территории, выделенной в качестве самостоятельной единицы нефтегазогеологического районирования.

Рис. 32. Продуктивная часть разреза местоскопления. 1 – нефтяные залежи в пластах Б1, Б2 и Б3; 2 – пласт-коллектор за пределами нефтяной залежи, насыщенный водой Эл

ектронная библиотека

АГНИ

63

Элементы залежи

Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в кровельной части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже — водой. На рис. 33 приведены принципиальные схемы (карта и разрез) залежи нефти с газовой шапкой, приуроченной к сводовому изгибу пласта-коллектора пластового природного резервуара. Рис. 33. Принципиальная схема

сводовой залежи: а — геологический разрез, б — структурная карта. 1 - газовая шапка; 2 — нефтяная часть залежи; 3 — водоносная часть пласта; 4 — изогипсы по кровле пласта, м; контуры нефтеносности: 5 — внутренний, 6 - внешний; контуры газоносности: 7 — внешний; 8 — внутренний; hГ- высота газовой шапки; hH — высота нефтяной части залежи; hГ + hH = h -высота залежи

Принципиальная схема нефтяной залежи с наклонным водонефтяным контактом: а — геологический разрез; б — структурная карта. 1, 2 — нефть соответственно на разрезе и на карте; 3 — изогипсы, м; 4 — внешний контур нефтеносности

Электронная библиотека

АГНИ

64

Поверхности контактов газа и нефти, воды и нефти (рис. 33) называются поверхностями (соответственно) газонефтяного (ГНК) и водонефтяного (ВНК) контактов. Линия пересечения поверхности ВНК (ГНК) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность контакта горизонтальная, то контур нефтеносности (газоносности) в плане параллелен изогипсам кровли пласта. При наклонном положении поверхности ВНК (ГНК) контур нефтеносности (газоносности) на структурной карте будет пересекать изогипсы кровли пласта, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела. Линия пересечения поверхности водонефтяного (газонефтяного) раздела с

подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности). Если в ловушке количество нефти и газа недостаточное для заполнения всей

мощности пласта, то внутренние контуры газоносности и нефтеносности будут отсутствовать. У залежей в массивных резервуарах внутренние контуры отсутствуют. Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на

горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высотой залежи (высота нефтяной части залежи плюс высота газовой шапки) называется вертикальное расстояние от подошвы до ее наивысшей точки.

Эл

ектронная библиотека

АГНИ

65

ЛЕКЦИЯ 8

Проблемы происхождения нефти и газа, миграция углеводородов. Особенности накопления и преобразования органических соединений при литогенезе осадочных пород. Принцип Савченко-Максимова-Гассоу. Условия разрушения и перераспределения залежей углеводородов (2 ч).

Проблемы происхождения нефти и газа

Геология нефти и газа изучает происхождение, условия залегания в земных

недрах и геологическую историю этих полезных ископаемых. На её основе разрабатывается научная база поисков, разведки и разработки скоплений нефти и газа. В становлении и развитии геологии нефти и газа большую роль сыграли русские и советские ученые – А.Д. Архангельский, Д.В. Голубятников, И.М. Губкин и многие другие [20]. Особенно большое значение имели работы И.М. Губкина – одного из

основоположников советской нефтяной геологической науки. Видный общественный деятель, академик, организатор высшего нефтяного образования в СССР, он уделял много внимания раскрытию богатств земных недр. Открытие Курской магнитной аномалии, Волго-Уральской нефтеносной области связано с именем И.М. Губкина. Опираясь на научно обоснованный анализ, он дал оценку перспектив нефтегазоносности Западной Сибири и других районов страны. Существуют два основных теоретических направления по проблеме

происхождения нефти: 1) гипотезы неорганического (абиогенного) происхождения и 2) гипотеза органического происхождения.

Гипотезы неорганического (абиогенного) происхождения нефти

Начало гипотезам было положено еще в ХIХ в. Д.И.Менделеевым и

Д.В.Соколовым. Объективными предпосылками к их возрождению в последние десятилетия (Н.А.Кудрявцев, П.Н.Кропоткин, В.Б.Порфирьев в СССР) явились успехи в исследовании планет, звезд, метеоритов. Так, в атмосферах Юпитера, Сатурна, Урана, Нептуна установлены метан и аммиак, в спектрах относительно холодных звезд – радикалы CH, CN, C2 , а в углистых метеоритах – масла, смолы и гуминовые компоненты. А глубинные разломы, теория которых была разработана А.В.Пейве в 1945 г., согласно представлениям неоргаников, послужили путями проникновения из мантии в земную кору. Абиогенные гипотезы можно разделить на 2 группы. 1. Н.А. Кудрявцев и его последователи развивали идею образования

углеводородов в глубинах Земли, согласно которой из углерода и водорода, находящихся в магме, образуются радикалы СН, СН2 , СН3 . Они выделяются из магмы или подкорового вещества и служат материалом для образования нефти в более холодных зонах земной коры. Электронная библиотека

АГНИ

66

2. В.Б. Порфирьев предполагал, что сложные углеводороды изначально присутствовали в первичном космическом веществе, а впоследствии в недрах Земли они претерпели лишь умеренные химические преобразования и превратились в нефть. Она в дальнейшем поднималась к поверхности и образовывала залежи в земной коре. Критические замечания к обоим абиогенным направлениям сводятся к

следующему. • Цикл образования первичной нефти остается не обоснованным. • В зоне магмы возможность образования и существования более сложных

углеводородов, чем метан, исключается. В газах вулканов содержание метана ничтожно (до 0,004%) и крайне редко. Не исключено также загрязнение лавы при ее прохождении через толщу осадочных пород.

• Известно около 450 промышленных и полупромышленных месторождений нефти в магматических и метаморфических породах. Но в 50000 месторождениях залежи приурочены к осадочным толщам. Нельзя также исключать возможность перетоков нефти из осадочных толщ в магматические породы.

• На глубинах около 20 км давление превышает 5000 ат, породы приобретают пластичность; наличие трещин, уходящих в мантию, представить проблематично.

Гипотеза органического происхождения нефти (биогенная теория) Современное состояние проблемы позволяет утверждать, считают органики,

что исходным продуктом для образования нефти является органическое вещество во всем его разнообразии. Возможно смешанное растительно-животное происхождение этого вещества. В принципе допустимо образование углеводородов из любой части органического вещества, но наибольшее значение имеют липоиды – жироподобные вещества, включающие воски, стеарины и др. Процесс образования углеводородов в органическом веществе длителен и

непрерывен. Начало его можно наблюдать еще в живых организмах. А после отмирания их этот процесс в осадке продолжается, то усиливаясь, то ослабевая, в зависимости от среды. При осадконакоплении первоначальное разложение остатков организмов

идет в направлении гидролитического распада сложных молекул под действием собственных ферментов (закваски) организмов. Одновременно развиваются микроорганизмы, способствующие деструкции сложных молекул с новообразованием белков и липоидов. За счет энергии разложения органического вещества создается

восстановительная обстановка, которая и необходима для реакций в направлении образования углеводородов. Однако образовавшиеся углеводороды еще не представляют собой нефти. Исследователи считают, что они вместе с другими подвижными веществами мигрируют в коллектор, Электронная библиотека

АГНИ

67

накапливаются в нем и путем физико-химического взаимодействия между собой образуют то сложное химическое соединение, которое называется нефтью. Доводы органиков в пользу своей гипотезы можно подразделить на две

группы: 1) геологические, 2) химические и геохимические.

Геологические доводы

1. Угли, сланцы, торф – безусловно органические вещества – распространены исключительно в осадочных толщах. 99,9% скоплений нефти и газа – тоже. Среди магматических и метаморфических пород, не соприкасающихся с осадочными, нет даже признаков нефти.

2. Распределение нефти и газа по толщам разного возраста примерно повторяет распределение в них каменных углей и сланцев. Причем, максимум каустобиолитов как угольного, так и нефтяного ряда приходится на периоды наибольшего расцвета органической жизни на Земле: D, C, J, K, , N.

3. Залежи нефти в линзах песков внутри толщ глин могли образоваться лишь при вытеснении их из мелкопористых нефтематеринских глин в крупнопористые песчаные линзы. Это доказано экспериментами Мак-Коя.

Химические и геохимические доводы

1. Все регионально нефтегазоносные толщи – субаквальные комплексы, образовавшиеся в анаэробной геохимической обстановке, благоприятной для накопления органического вещества.

2. Согласно схеме В.И.Вернадского («Очерки геохимии нефти»), большая часть углерода всегда удерживается в жизненном цикле. Он решительно возражал против идеи образования нефти за счет глубинных углеводородов: «Нефть и природные угли являются разными членами единого природного процесса – разрушения отмерших организмов под водой вне доступа свободного кислорода».

3. Исследования В.И.Вернадского, Н.Д.Зелинского, С.С.Наметкина и др. показали наличие в составе нефтей кислородных, азотистых и сернистых соединений явно биогенного характера, образовавшихся при разложении органического вещества.

4. Химическая структура углеводородов нефтей и рассеянного битума из вмещающих их пород схожи.

5. В нефтях молодых отложений (Борислав, Япония) обнаружены жирные кислоты, представляющие собой неизмененные остатки исходных растительных и животных жиров.

6. Установлено сходство изотопного соотношения (С12 : С13) углерода нефтей и органических соединений. В неорганических соединениях и изверженных породах это соотношение отличается. Электронная библиотека

АГНИ

68

7. В нефтях и вмещающих их породах на огромных территориях изотопное соотношение серы (S34 : S32) одинаково, а по разрезу ( в породах разного возраста) оно изменяется. Следовательно, источник серы для времени отложения осадков одного горизонта был единым – это безусловно сульфаты морского бассейна.

8. Природные нефти содержат кислородные соединения порфирины, вращающие плоскость поляризации света. В.И.Вернадский утверждал, что «оптические свойства нефтей дают новый довод, подтверждающий невозможность для них неорганического генезиса. Этот довод, по-видимому, неопровержим и ярко указывает на их биогенное происхождение. Все искусственно получаемые углеводороды, не связанные генетически с продуктами жизни, оптически не деятельны».

9. Академик Н.Д.Зелинский получил в лабораторных условиях синтетические нефтеподобные вещества из органического материала растительного происхождения (сапропелита оз. Балхаш). Он сделал вывод: «гипотеза об образовании нефти из материнского вещества органического происхождения, выработанного растительными организмами, каким является балхашский сапропелит, имеет…экспериментальное подтверждение». А.А. Бакиров (1973) писал, что «возникновение и развитие процессов

нефтегазообразования и накопления в земной коре имеет многоступенчатый характер и обусловливается совокупностью ряда взаимосвязанных факторов», в т.ч. палеотектоническими, палеогеографическими, литолого-фациальными, термодинамическими, палеогидрогеологическими условиями образования и сохранения скоплений углеводородов. «Прогнозирование нефтегазоносности недр должно основываться на комплексном всестороннем изучении всех факторов в геолого-историческом плане и в тесной взаимосвязи и взаимообусловленности». Академик И.М. Губкин, говоря о значении геолого-исторического подхода к

изучению образования месторождений полезных ископаемых, в т.ч. и нефти, указывал, что каждое месторождение полезных ископаемых представляет собой историческую форму, прошедшую в процессе своего развития через ряд последовательных стадий, и что «…содержащееся в нем полезное ископаемое необходимо рассматривать не как нечто заранее данное, а как объект, возникший в процессе определенного развития». Он писал, что «…прошла не одна сотня миллионов лет со времени образования нефтяных месторождений… и в течение этой истории условия неоднократно менялись. Менялось, например, положение нефтяных залежей по отношению к земной поверхности. Они то поднимались, то опускались, следовательно, менялись их физико-химические условия, менялись физические и механические свойства перекрывающих и подстилающих их пород и т.д.». Эти положения, высказанные И.М.Губкиным, актуальны во все времена вне

зависимости от того, сторонником какой гипотезы происхождения нефти и газа является специалист. В предыдущей лекции вы познакомились с гипотезами образования нефти и

газа. Установили, что существуют два теоретических взгляда на генезис нефти Электронная библиотека

АГНИ

69

и газа – биогенное и абиогенное направления. Но каково бы ни было их происхождение, с научной и практической точек зрения представляет интерес ответ на следующий вопрос: залегают они в том же месте, где возникли, или перемещаются в земной коре? Возникновение вопроса связано с наблюдениями естественных выходов

нефти и газа на поверхность. Геолог Герман Вильгельм Абих в 1847 г. в результате наблюдений за нефтепрявлениями и газовыми выделениями на Апшеронском п-ове сформулировал представление о вертикальном перемещении (миграции) нефти и газа по трещинам и разломам, рассекающим толщи горных пород. Почти одновременно с первыми высказываниями о существовании

миграции нефти и газа началась критика этих представлений. Последовательным критиком основных положений о миграции был К.П. Калицкий, который в основу своего учения положил «теорию in situ – первичного образования нефти». Он утверждал, что нефть возникла в тех отложениях, где она ныне и залегает. Длительную и упорную дискуссию с К.П. Калицким о миграции вели

И.М.Губкин и другие геологи. В настоящее время роль миграционных процессов при образовании и разрушении скоплений нефти и газа геологами-нефтяниками не оспаривается.

Факторы миграции и физическое состояние мигрирующих углеводородов

Долгое время уязвимым местом органической теории образования нефти являлся вопрос о факторах первичной миграции (эмиграции). Сторонники неорганического генезиса нефти вообще отрицали всякую возможность ее эмиграции из нефтематеринских пород. Современные представления о факторах первичной миграции и состоянии

мигрирующих УВ заключаются в следующем. Образовавшиеся в стадию диагенеза нефтяные УВ ("юная" нефть)

выжимаются вместе с водой из осадков при их уплотнении. С погружением пород они все более нагреваются. Повышение температуры обусловливает увеличение объема нефти и газа и тем самым способствует их перемещению. Движение УВ может активизироваться также в результате увеличения давления вследствие образования больших объемов новых веществ. При погружении пород на большие глубины усиливается генерация газа, и первичная нефть выносится им из материнских пород в виде газового раствора. Эмиграция нефтяных УВ в виде газового раствора доказана экспериментально. Следует указать также на явление диффузии, как на реальный фактор

первичной миграции газа и газовых растворов нефтяных УВ. Расчеты Д.М. Зорькина показывают, что примерно 65-70 % газа эмигрирует из глинистых толщ в прилегающие водоносные коллекторы путем диффузии. Электронная библиотека

АГНИ

70

Вторичная миграция нефти и газа может быть обусловлена гравитационным, гидравлическим и другими факторами. При вторичной миграции нефть и газ, попадая в коллектор, заполненный водой, стремятся занять наиболее высокое положение, иначе говоря, перемещаются вертикально вверх (рис. 34). Миграция флюидов по пластам-коллекторам в значительных масштабах становится возможной при наличии наклона пласта и перепада давления. А.Л. Козлов считает, что наклон пласта 1-2 м/км создает достаточные условия для перемещения нефти и газа под действием гравитационных сил, выражающегося во всплывании их в водонасыщенных породах. Благодаря гравитационному фактору возможно накопление нефти и газа в ловушках. Проблема миграции нефти и газа включает три основных вопроса:

факторы, вызывающие миграцию; состояние, в котором флюиды перемещаются; масштабы (расстояния) миграции.

Рис. 34. Схема первичной и вторичной миграции

Миграции: 1 - первичная, 2 - вторичная, 3 - коллектор; 4 - нефтегазоматеринские породы

Миграция нефти и газа. Образование и разрушение залежей

По отношению, к нефтегазоматеринским толщам различают первичную и вторичную миграцию. Процесс перехода УВ из пород, в которых они образовались (нефтегазопродуцировавших), в коллекторы получил название первичной миграции. Миграция газа и нефти вне материнских пород называется вторичной миграцией.

Электронная библиотека

АГНИ

71

Факторы, определяющие миграцию нефти и газа 1. Геостатическое давление. Под действием геостатического давления, т.е.

нагрузки вышележащих пород осадки, а в дальнейшем - горные породы уплотняются. Из них выжимается вода вместе с углеводородами. Причем, на ранней стадии литогенеза, когда осадок еще не уплотнился и не приобрел слоистость, флюиды направляются вверх, где давление ниже. С появлением слоистости флюидам легче двигаться вдоль слоистости. Кроме того, давление в периферийной части бассейна осадконакопления ниже, чем в центральной, поэтому подвижные вещества направляются к его краям. Если над уплотняющимися глинами окажутся слои песков, которые сжимаются меньше, то флюиды будут выжаты в пески. Миграция может происходить в теле одной и той же толщи или пласта,

но возможно перемещение УВ и из одного пласта (толщи) в другой. С этой точки зрения различают внутрипластовую (внутрирезервуарную и межпластовую (межрезервуарную) миграцию. Первая осуществляется главным образом по порам и трещинам внутри пласта, вторая - по разрывным нарушениям и стратиграфическим, несогласиям из одного природного резервуара в другой. При межпластовой миграции нефть и газ перемещаются также и по порам (трещинам) горных пород (диффузии). В.П. Савченко установил, что перемещение газа (и нефти) при межпластовой миграции может происходить через своеобразные "трубки взрыва", образующиеся в толще горных пород в результате огромного давления скопившихся под этими толщами газов [2, 21]. И внутрирезервуарная, и межрезервуарная миграция могут иметь боковое

(латеральное) направление - вдоль напластования, и вертикальное - нормальное к напластованию. С этой точки зрения различают боковую и вертикальную миграцию. По характеру движения и в зависимости от физического состояния УВ

различается миграция молекулярная (диффузия, движение в растворенном состоянии вместе с водой) и фазовая (в свободном состоянии). В последнем случае УВ могут находиться в жидком (нефть) и газообразном (газ) состоянии, а также в виде парообразного газонефтяного раствора.

2. Динамическое давление. Вызывается тектоническими напряжениями. Действие его на миграцию двояко: а) как и геостатическое, динамическое давление уплотняет породы, что приводит к выжиманию флюидов; б) породы сминаются в складки, появляются разрывные нарушения, в результате в разных участках отложений возникают перепады давлений, приводящие к передвижению нефти и газа.

3. Гравитационный фактор характеризует миграцию флюидов под действием силы тяжести. Нефть и газ, попадая в природный резервуар, стремятся всплыть над водой. В результате такой локальной миграции в коллекторе происходит дифференциация флюидов по удельным весам. Чем больше угол падения смятого в складку пласта, тем больше сила всплывания нефти и газа. Электронная библиотека

АГНИ

72

4. Гидравлический фактор действует напором воды. В одном из нефтедобывающих регионов установлено, что при напоре в 1,8 м/км и проницаемости коллектора 200 мД скорость движения потока составляет 15 м/год. Для таких слабого напора и сравнительно низкой проницаемости это немалая миграция.

5. Фактор энергии газа может проявляться двояко, а) При наличии газовой шапки, если в залежи возникает перепад давлений (например, в результате вскрытия пласта скважинами), газ, расширяясь, выталкивает нефть к участкам пониженных давлений (например, к забоям скважин), б) Если давление в пласте ниже давления насыщения, растворенный в нефти газ переходит в свободное состояние и в виде пузырьков устремляется к участкам пониженного давления (например, к забоям скважин). Это тоже проявление миграционного процесса.

6. Фактор упругого расширения флюидов и пород. Жидкости и включающие их коллекторы под давлением сжимаются в следующих пределах:

ρв = (4-5) * 10-5 1/ат; ρн= (7-140) * 10-5 1/ат; ρп= (1,4-1,7)* 10-5 1/ат.

При снижении давления силы упругости возвращают сжатый объем в прежнее состояние. Происходит увеличение объема жидкостей относительно объема пород, что приводит к перемещению подвижных компонентов, т.е. к их миграции.

7. Капиллярные и молекулярные явления также являются факторами миграции. Но к настоящему времени они изучены недостаточно, поэтому ограничимся лишь упоминанием о них. При своем перемещении в земной коре углеводороды могут находиться в

следующих состояниях: 1) в виде нефти с растворенным газом (на возможность такой миграции

указывает, например, перемещение ее в коллекторах при эксплуатации скважин);

2) в виде паров, которые могут преобразоваться в нефть или газ при изменении термодинамических условий;

3) в виде отдельных групп молекул при диффузии; этот природный процесс улавливается при газовой съемке в результате бурения неглубоких (2-3 м, редко до 10) скважин и отборе проб газа.

Классификация миграционных процессов

По И.О.Броду (1945) миграционные процессы рассматриваются по трем

категориям: • по форме (характеру) движения; • по масштабу движения; • по направлению движения. По форме движения различают миграцию молекулярную – в виде

молекулярных пленок и свободную – при которой перемещение происходит по законам фильтрации. Электронная библиотека

АГНИ

73

По масштабу движения различаются локальная, т.е. миграция местного значения и региональная – процесс, который связан с крупными структурными элементами земной коры типа синеклиз, сводов, предгорных прогибов и межгорных впадин.

По направлению движения различаются:

• миграция вертикальная (межпластовая, внерезервуарная) – передвижение нефти и газа поперек напластования, чаще всего по зонам разломов и нарушений, а также по капиллярам (Пример: выходы газа в грязевых вулканах);

• миграция боковая (внутрирезервуарная, латеральная) – передвижение в пределах пласта-коллектора возможно как по порам, так и по трещинам. (Пример: движения к забоям скважин при вскрытии пласта).

Образование и разрушение залежей

Миграционные процессы имеют большое значение для формирования и разрушения скоплений нефти и газа. Так, в результате первичной и внерезервуарной миграции подвижные вещества могут попасть в природные резервуары. Здесь они продолжают перемещаться, т.е. происходит внутрирезервуарная миграция. При наличии хотя бы небольшого уклона флюиды под покрышкой движутся вверх до встречи с ловушкой, из которой они уже не могут выйти при существующем в резервуаре распределении давлений. Т.к. газ и нефть легче воды, они занимают наиболее повышенные участки

ловушки. В ней устанавливается равновесие газа, нефти и воды, и образуется залежь. Форма и пространственное положение разделов между флюидами зависят от коллекторских свойств пласта, гидродинамических условий в нем и физико-химических свойств газа, нефти и воды. Условия формирования залежей в платформенных и складчатых областях

различны. В платформенных условиях ловушками могут служить даже слабо выпуклые структурные изгибы, а роль экрана могут играть даже незначительные ухудшения проницаемости коллекторов. А в геосинклинальных областях при хорошо проницаемом коллекторе и большом градиенте давлений нефть и газ могут образовать залежь далеко не в каждой ловушке. Тектонические движения после образования залежей могут привести к

перераспределению ранее образовавшихся скоплений. Некоторые ловушки могут частично или полностью раскрыться, могут появиться и новые ловушки. При этом возможно перетекание нефти и газа из одной ловушки в другую.

Электронная библиотека

АГНИ

74

Рис. 35

При подъеме того или иного участка земной коры периферийные залежи за

счет полного или частичного раскрытия будут разрушаться. А в поднимающейся крупной структуре при благоприятных условиях миграция из раскрытых локальных залежей может привести к интеграции в гигантские скопления. Возможно, именно таким путем формировались крупные залежи в пластах девона на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях и в нижнем карбоне Мухановского месторождения (Рис. 35 а, б). Сказанное заставляет обращать особое внимание на региональную

геологическую историю развития нефтегазоносных территорий. Закономерности распределения в них залежей тесно связаны не только с возникновением локальных поднятий, но и с региональным тектоническим планом и его изменениями во времени. При миграции углеводородов залежи могут не только формироваться, но и

разрушаться. Проф. М.К. Калинко процессы уничтожения углеводородов и разрушения их залежей разделил на 2 группы: 1) физические и 2) химические и биохимические. К физическим – автор относил диффузию, внерезервуарную фильтрацию по

пустотам различного типа и внутрирезервуарную миграцию под действием движения подземных вод. Химические и биохимические процессы во многом зависят от геотектонических условий. Результат химического разрушения зависит, в частности, от длительности пребывания нефтегазоносных пластов в зоне выветривания, т.е. нахождения в контакте с атмосферой. Чаще всего это происходит во время интенсивных восходящих движений региона, т.е. в орогенную (горообразовательную) стадию геосинклинального развития.

Особенности накопления и преобразования органических соединений

при литогенезе осадочных пород

Вода при движении в пластах-коллекторах увлекает за собой пузырьки газа и капельки (пленки) нефти. Миграция нефти и газа вместе с водой может происходить и в сорбированном (водой) состоянии - это одна из наиболее распространенных форм их перемещении в хорошо проницаемых породах

Электронная библиотека

АГНИ

75

(внутрирезервуарная миграция). В процессе движения воды нефть и газ могут образовывать самостоятельные фазы. Дальнейшее перемещение выделившихся из воды нефти и газа происходит за счет гравитационного фактора в виде струи по приподнятым частям волнообразных поднятий. Таковы основные факторы миграции нефти и газа в коллекторах с хорошей проницаемостью. В плохопроницаемых породах (алевролитах и глинах) основным фактором

миграции является избыточное давление в подстилающих газонасыщенных толщах, обусловливающее диффузию газа. Таким образом, в различных геологических условиях вторичная миграция

происходит разными способами.

Масштабы (расстояния), направления и скорости миграции По масштабам движения (расстояниям) миграции разделяется на

региональную, контролируемую соотношениями в пространстве зон нефтегазообразования и зон нефтегазонакопления, и локальную, контролируемую отдельными структурами и различными осложнениями (разрывными смешениями, литологическими и стратиграфическими экранами) [2]. Расстояния, направления и скорости миграции УВ зависят от их состояния и

геологической обстановки формировании залежей. При первичной миграции вместе с отжимаемыми из глинистых материнских

пород водами в пласт-коллектор перемещаются и углеводороды. Скорость миграции УВ в этом случае будет не меньше, чем воды. Однако интенсивность первичной региональной миграции газа в растворенном состоянии вместе с элизионными водами в среднем за какой-либо этап погружения (и уплотнения) глинистых материнских пород характеризуется довольно низкими значениями, не более n ⋅ 10-6 м3/м2 год. Вторичная миграция газа (и, возможно, нефти) в растворенном состоянии

происходит с той же скоростью и в том же направлении, что и движение пластовых вод, в которых он растворен. Пластовые воды перемещаются в основном в латеральном (по напластованию) направлении (в область меньших пластовых давлений). Максимальные расстояния, на которые мигрирует газ вместе с пластовыми водами, соизмеримы с протяженностью артезианских бассейнов и могут достигать нескольких сот километров (например, в Амударьинской нефтегазоносной области и Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции). Диффузионный массоперенос газа, который осуществляется во всех

направлениях (в сторону уменьшения концентрации газа) через трещины водонасыщенных горных пород, в том числе и глинистых, характеризуется наименьшими скоростями. Максимальные вертикальные расстояния, на которые мигрирует газ в диффузионном потоке, определяются диффузионной проницаемостью пород и временем этого процесса. По современным представлениям, эти расстояния вряд ли могут превышать 10 км. Электронная библиотека

АГНИ

76

Газ и нефть в свободном состоянии мигрируют преимущественно в вертикальном направлении к кровле пласта-коллектора, а затем в направлении большего угла восстания пласта. Миграция в этом случае характеризуется наибольшими скоростями. Скорость струйной миграции газа и нефти зависит главным образом от фазовой проницаемости пород для газа и нефти и пористости пласта, а также от вязкости нефти и газа, угла наклона пласта и разности плотностей воды, нефти и газа в пластовых условиях. По расчетам А.Е. Гуревича, скорость движения газа при угле наклона 1° может составить 1 м/год, при 70° - 71 м/год, что значительно (на два порядка) превышает скорость миграции газа в растворенном состоянии вместе с движущимися пластовыми водами. Расчеты В.П. Савченко показывают, что высота сечения струи при этом может быть весьма небольшой - около 1 м. При генерации газа (и нефти) в самом природном резервуаре либо в

подстилающих его газоматеринских (нефтегазоматеринских) отложениях в условиях уже насыщенных (предельно) газом поровых вод генерируемый газ (и, возможно, нефть) оказывается в свободном состоянии и в этом состоянии мигрирует в ловушку (или поступает в природный резервуар и затем мигрирует в ловушку). Расстояния, на которые газ (и, возможно, нефть) мигрирует в этом случае, не будут превышать размеров зоны влияния ловушки. При вертикальном (межпластовом) перетоке газа и нефти (например, по

разрывным смещениям) из нижележащей залежи или при латеральной миграции их из одной ловушки в другую (в том же природном резервуаре) расстояния миграции будут контролироваться той геологической обстановкой, в которой осуществляется перемещение струи газа и жидкой нефти. Они будут зависеть от мощности толщи пород, которая отделяет первичную залежь (нижележащую) от вторичной (образованной в результате вертикального перетока), либо будут определяться расстояниями, отделяющими смежные ловушки одного и того же резервуара.

Формирование и разрушение залежей нефти и газа Формирование залежей нефти и газа. Нефть и газ при миграции в свободной

фазе перемещаются в пласте-коллекторе в направлении максимального угла восстания пласта. В первой же ловушке, встреченной мигрирующими газом и нефтью, будет происходить их аккумуляция и в результате образуется залежь. Но если нефти и газа достаточно для заполнения целого ряда ловушек, лежащих на пути их миграции, то первая ловушка заполнится газом, вторая может быть заполнена нефтью и газом, третья - лишь нефтью, а все остальные, расположенные гипсометрически выше, могут оказаться пустыми (содержать воду). В этом случае происходит так называемое дифференциальное улавливание нефти и газа. Теории дифференциального улавливания нефти и газа при миграции их через цепочку сообщающихся друг с другом ловушек, расположенных одна выше другой. Различные схемы нефтегазообразования [21] в залежах приведены на рисунках

36 “а” и 36 “б”.

Электронная библиотека

АГНИ

77

Рис. 36 “а”. Схема наведенной покрышки

Рис. 36 “б”. Различные схемы дифференциального улавливания

(Cussow, 1954; Hobson et Tiratsoo, 1975): 1 — за счет подпитки углеводородами по восстанию; 2 — за счет регионального уклона — уменьшение высоты замыкания и образование второй залежи по падению; 3 - в результате эрозии — падение давления, увеличение

объема газа, образование второй залежи Электронная библиотека

АГНИ

78

Миграция нефти и газа в свободном состоянии может осуществляться не только внутри пласта-коллектора, но и через разрывные смещении, что также приводит к формированию залежей. Если в пласте-коллекторе происходит движение нефти с растворенным в

ней газом, то на больших глубинах ловушки будут заполнены нефтью (и растворенным в ней газом). После заполнения этих ловушек нефть будет мигрировать вверх по восстанию пластов. Нa участке, где пластовое давление окажется ниже давления насыщения, газ будет выделяться из нефти в свободную фазу и поступать вместе с нефтью и ближайшую ловушку. В этой ловушке может образоваться нефтяная залежь с газовой шапкой, или, если газа будет много, она заполнится газом, а нефть будет вытеснена им в следующую гипсометрически выше расположенную ловушку, которая будет содержать газонефтяную или нефтяную залежь. Если нефти или газа не хватит для заполнения всех ловушек, то наиболее высоко расположенные из них будут заполнены только водой (рис. 36, б ) . Таким образом, дифференциальное улавливание нефти и газа имеет место при формировании их залежей только в тех случаях, когда движение и нефти, и газа осуществляется в свободной фазе. Принцип дифференциального улавливания не является универсальным,

объясняющим формирование залежей во всех случаях. Например, при миграции газа в растворенном состоянии в антиклинальных структурах, расположенных на больших глубинах, газовые залежи не смогут образоваться в случае, если воды недонасыщены газом. Ловушки окажутся заполненными водой. Выделение газа в свободное состояние и заполнение им ловушек, расположенных выше, возможно при условии, если при перемещении пластовых вод вверх по восстанию пласта пластовое давление окажется меньше давления насыщении. В этом случае характер размещения залежей будет иной, чем в случае

дифференциального улавливания. Высоко расположенные ловушки будут содержать залежи газа, а глубоко расположенные окажутся пустыми (рис. 36 “а”). Следовательно, особенности размещения залежей газа и нефти в значительной мере могут быть обусловлены и другими геологическими факторами. Интересные особенности в размещении залежей нефти и газа наблюдаются

в Бухарской зоне регионального нефтегазонакоплении, те в юрских отложениях встречены преимущественно нефтяные залежи, а в меловых - газовые. Здесь, как правило, юрские образования продуктивны в структурах, занимающих низкое гипсометрическое положение, а меловые - в структурах, занимающих высокое гипсометрическое положение. Формирование газовых залежей за счет газа, прежде растворенного в воде,

а затем выделившегося и свободное состояние, а результате восходящих тектонических движений, охвативших данный регион, будет происходить во всех ловушках, расположенных в этом регионе, если пластовое давление в них окажется меньше давления насыщения. Формирование залежей происходило не только при латеральной

(внутрирезервуарной) миграции газа и нефти. Аккумуляции УВ имеет место и Электронная библиотека

АГНИ

79

при вертикальной (межрезервyapной) их миграции. Важно подчеркнуть и другое: в латеральном и в вертикальном направлениях УВ могут мигрировать в рассеянном виде. Скорость накопления нефти в ловушках, определенная И.В. Высоцким

составляет от 12 до 700 т/год, а продолжительность формирования нефтяных залежей 1-12 млн. лет. Интенсивность формирования газовых залежей, по опубликованным материалам, составляет n ⋅ 10-6 м3/м2 год. Процессы миграции и аккумуляции нефти и газа происходят в

изменяющейся геологической обстановке. В одних случаях формируются первичные залежи - из рассеянных углеводородов, в других вторичные - за счет УВ расформировавшихся первичных залежей. Характер распределения нефти и газа в процессе их миграции и

аккумуляции в мощных литологических толщах во многом определяется наличием глинистых и других покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способностью, положением в пространстве, соотношением с пластами-коллекторами, а также развитием различных типов ловушек, их вмещающей способностью, гидрогеологической обстановкой, разрывными смещениями и другими факторами. В отдельных случаях залежи могут образоваться "на месте". Это возможно,

если нефтегазоматеринские формации содержат линзы или не связанные между собой прослои пород-коллекторов, окруженные непроницаемыми пластами. Образовавшиеся нефть и газ попадают в изолированные коллекторы и там сохраняются. Разрушение залежей нефти и газа. Скопления нефти и газа, образованные в

результате миграции и аккумуляции их в ловушках, в последующем могут быть частично или полностью разрушены под влиянием тектонических, биохимических, химических и физических процессов.

Эл

ектронная библиотека

АГНИ

80

ЛЕКЦИЯ 9

Глобальная тектоника плит. Понятие нефтегазоносные осадочные бассейны

Тектонические движения

Многообразие тектонических и структурных форм показывает, что тектонические движения также разнообразны. Одни приводят формированию крупных поднятий и прогибов, другие выражаются в смятии слоев в складки, третьи являются причиной образования разломов и разрывов. Выделяются два основных вида тектонических движений: вертикальные и горизонтальные [2]. Вертикальные движения земной коры приводят к выгибанию

(относительному поднятию) и прогибанию ее на больших территориях. В одно и то же геологическое время земная кора воздымается в каком-либо месте и прогибается в другом, поэтому движения носят как бы волновой характер, в связи с чем их называют также волновыми. Основное же их свойство состоит в том, что в одном и том же месте поднятие может смениться опусканием и наоборот. Знак движения, таким образом, меняется, движение носит колебательный характер. Особенностью вертикальных колебательных движений земной коры

является их непрерывное и повсеместное проявление на протяжении всей геологической истории. Результаты повторных геодезических измерений земной поверхности свидетельствуют о медленных опусканиях и воздыманиях ее и в настоящее время. Многие ученые считают, что в современном распределении континентов и

океанов, в процессах горообразования, вулканизма и т.д. главное значение имеют горизонтальные движения. Эта мысль, сформулированная еще в 1912 г. А. Вегенером, получила дальнейшее развитие только в последние 25 лет. При изучении строения дна океанов получены данные и о горизонтальном

движении крупных глыб земной коры вместе с верхней частью мантии. Эти глыбы получили название литосферных плит, или блоков. Их перемещение происходит по менее вязкой оболочке Земли — астеносфере. В зонах срединно-океанических хребтов, обнаруженных и изученных с научно-исследовательских кораблей, происходит раздвигание блоков литосферы, сопровождающееся образованием молодой океанической коры. С этой активной зоной связаны проявления вулканизма, к ней приурочены фокусы неглубоких землетрясений и аномалии теплового потока. Образование новой коры сопровождается поглощением блоков литосферы в других участках планеты в результате поддвигания одного блока под другой и ''растворения" его в верхней мантии. По современным данным литосфера состоит из семи крупныx блоков Электронная библиотека

АГНИ

81

Рис. 37. Литосферные плиты Земли (по В.Е. Хаину, Л.Е. Михайлову, 1985 г.). Границы плит; а - оси спрединга (наращивания коры), б - зоны субдукции (поглощения коры), в - cкольжения (трансформные разломы); г - условные

границы. Плиты: I - Евразиатская, II - Северо-Американская, III – Тихоокеанская, IV - Антарктическая, V - Индийско-Австралийская, VI -

Африканская, VII - Южно-Американская: малые плиты и микроплиты: 7:1 — Аравийская, 2 - Филиппинская, 3 - Кокосовая, 4 - Карибская, 5 - Наска, 6 – Южно - Сандвичева, 7 - Индо-Китайская, 8 - Эгейская, 9 - Анатолийская, 10 - Хуан-де-Фука; II – Ривер, 12 -Китайская, 13 -

Охотская

(или плит), ограниченных зонами раздвигания, поддвигания или смятия: Тихоокеанского, Евразиатского, Северо-Американского, Южно-Американского. Индийско-Австралийского, Африканского, Антарктического (рис. 37). В настоящее время можно говорить о триумфе концепции новой глобальной тектоники, или тектоники плит. Горизонтальные движения приводят к смятию слоев в складки, поэтому

их называют также складчатыми, или орогеническими. Участок коры, смятый в складки, не может вернуться к первоначальному состоянию, и каждая отдельная складка, однажды образовавшись, не может снова выпрямиться. Дальнейшее преобразование структурной формы может происходить только в направлении большего усложнения складчатой структуры: пологие складки могут впоследствии стать более крутыми), а слои, слагающие их, могут разорваться. Электронная библиотека

АГНИ

82

Концепция тектоники плит позволяет объяснить процессы склад-кообразования и горообразования, а также другие геотектонические процессы взаимодействия блоков (плит). В соответствии с этой гипотезой складкообразование, и горообразование могут быть обусловлены, например, поддвиганием океанической коры у края континента, где происходит "соскребывание" океанических осадков (Кордильеры) Столкновение континентальных плит приводит к образованию наиболее высоких горных сооружений (Гималаи). Тектонические движения вызываются накоплением тепла в недрах Земли и

результате радиоактивного распада неустойчивых элементов и дифференциацией по плотности мантийного вещества, что приводит к нарушению равновесия масс горных пород, а также действием силы тяжести, которая стремится сохранить это равновесие. В такой взаимообусловленности геологических процессов, в неразрывном единстве их проявлений, в противоположной направленности выражается диалектика развития земной коры.

Классификация тектонических структур земной коры. Геосинклинальные области и платформы

Самыми крупными тектоническими структурами земной коры являются континенты и океаны. Коренные различия между ними заключаются в отсутствии под океанами гранитного слоя (в пределах континентов он есть), в уменьшении толщины базальтового слоя и неглубоком залегании поверхности Мохоровичича под океанами по сравнению с континентами. В пределах континентов выделяются геосинклинальные области и

платформы. Геосинклинальные области на начальных стадиях развития харак-

теризуются значительным погружением и накоплением мощных толщ осадков; на заключительных стадиях погружение сменяется поднятием, которое завершается горообразованием и складкообразованием. Аналогичные активизированные зоны земной коры выделяются в настоящее время и в пределах океанов. Платформы, наоборот, отличаются относительно малой амплитудой

погружений и поднятий, меньшими мощностями осадков, слабым проявлением складкообразования и пологими формами рельефа. Очертания платформ изометричные. Геосинклинальные области, наоборот,

характеризуются линейностью, часто длина их превышает ширину в несколько раз. Рельеф геосинклинальных областей резко отличается от средних платформенных уровней. Гималаи, отдельные вершины которых возвышаются над уровнем океана почти на 9 км, и Марианская впадина (котловина) глубиной 11 км представляют собой примеры геосинклинальных областей соответственно с очень высоким и очень низким рельефом. Европейская часть территории СССР, представляющая равнину с отметками рельефа менее 300 м над уровнем моря, - пример платформенной области. Электронная библиотека

АГНИ

83

В строении платформенных участков земной коры выделяются осадочный чехол и фундамент. Чехол платформы сложен неметаморфизованными полого залегающими осадочными породами сравнительно небольшой мощности. Породы осадочного чехла смяты в пологие складки. Образования фундамента резко дислоцированы. метаморфизованы, пронизаны интрузивными телами. Эти основные различия чехла и фундамента и обусловливают столь типичное для платформы двухъярусное строение. Существует резкая граница между верхним ярусом (осадочным чехлом), сложенным слабоуплотненными породами, характеризующимися соответственно низкими сейсмическими скоростями, и нижележащими образованиями фундамента платформы, обычно уплотненными. Платформы представляют основной элемент структуры континентов, в то

время как геосинклинальные области занимают их окраинные части либо межконтинентальные пространства. Платформы - относительно устойчивые участки земной коры. Они возникают на месте геосинклинальных областей после горообразования, по завершении которого геосинклинали - подвижные пояса земной коры, отмирают. В особый тип подвижных зон выделяют Центральноазиатский горный пояс

(Тянь-Шань-Саяны). Этот тип тектонических структур отличается от геосинклинальных областей тем, что стадия начального погружения в его развитии отсутствует. Такого рода подвижные пояса возникают на месте территорий, довольно долго находившихся перед этим на платформенной стадии. В пределах платформ выделяются щиты и плиты. Щиты представляют собой устойчивые участки платформ, на которых

отсутствуют осадочные горные породы или мощность их незначительна. Площади же, покрытые осадочным чехлом и испытывающие преимущественно нисходящие формы движений, именуются плитами. В строении всех перечисленных структур участвует вся земная кора, а в

строении наиболее крупных из них - платформ и геосинклинальных областей - верхняя часть промежуточной оболочки. Эти структуры называют глубинными. При выделении структур более низкого порядка руководствуются в основном различиями состава и мощности осадочных комплексов горных пород, а также глубиной их залегания. В платформенных и геосинклинальных областях выделяют участки

глубокого и неглубокого залегания одних и тех же (одновозрастных) осадочных толщ. Первые независимо от размеров называют отрицательными, вторые - положительными тектоническими структурами. На платформах положительными структурами являются антеклизы, своды,

валы и локальные поднятия, отрицательными - синеклизы, впадины, прогибы и другие (меньшие по размерам) участки более глубокого, чем в смежных с ними поднятиях, залегания одновозрастных осадочных пород. В геосинклинальных областях положительными структурами являются

антиклинории, антиклинальные зоны и антиклинальные складки, Электронная библиотека

АГНИ

84

отрицательными - синклинории, синклинальные зоны и другие (меньшие по размерам) структуры. Антиклинальные складки и локальные поднятия являются объектами

поисковых работ на нефть и газ. Длина на этих локальных структур не превышает нескольких десятков километров, ширина, как правило, не менее 0,5 км.

Глубинные разломы

Глубинные разломы разделяют земную кору на глыбы (сегменты) - существенно различные по истории и режиму движения крупные тектонические структуры земной коры. Изменения в строении и мощности коры при переходе от одной глыбы к другой обычно резкие, скачкообразные, совпадают с глубинными разломами. Глубинные разломы - тектонические структуры особого рода. Часто они

служат границами крупных структурных элементов земной коры (океанов и материков, платформ и геосинклиналей и т.д.) и равноценны по значению глубинным структурам. Зарождение многих разломов относится к самым ранним стадиям истории земной коры, длительность их существования измеряется сотнями миллионов и даже миллиардами лет. Глубинные разломы характеризуются большой протяженностью,

значительной глубиной проникновения, длительностью и многофазностью развития, нередко с переменой знака перемещения по разлому смежных глыб земной коры. Движения по глубинным разломам происходят одновременно с

формированием осадочных толщ и магматических пород, поэтому разломы нередко оказываются скрытыми под толщами осадков, покровами эффузивов или заполненными интрузиями. На поверхности, особенно в осадочном покрове, глубинные разломы обычно проявляются в виде целой зоны разрывных нарушений, ширина которой составляет несколько километров, достигая иногда нескольких десятков километров. Достоверным признаком, помогающим установить глубинные разломы,

являются полосы распространения на земной поверхности основных и ультраосновных пород. Например, глубинный разлом в Центральном Казахстане прослежен на протяжении 700 км, ширина зоны нарушение составляет около 30 км. В этой зоне установлено широкое распространение интрузий ультраосновных пород. К продолжающим развиваться глубинным разломам приурочены

современные зоны сейсмической активности, следовательно, по связанным с ними очагам землетрясений можно установить местонахождение глубинных разломов. С глубинными разломами нередко совпадает граница гор и низменности, например, граница горных хребтов Копет-Дага и Каракумской равнины. С глубинными разломами генетически связаны глубочайшие длинные и узкие рвы дна океанов, геосинклинальные структуры (Урал, Электронная библиотека

АГНИ

85

Кавказ, Копет-Даг), а также краевые (передовые) прогибы - переходные зоны, разделяющие геосинклинальные и платформенные области. Изучение глубинных разломов имеет большое значение, так как они

контролируют многие геологические явления. Например, известно, что барьерные рифовые постройки возникают над глубинными разломами. Ишимбайская группа рифов, содержащих залежи нефти и газа, протягивающаяся вдоль западного склона Урала, связана с имеющимися здесь в структуре земной коры разломами.

Особенности распространения скоплений нефти и газа в земной коре

Скопления нефти и газа в земной коре распределены неравномерно. Они

приурочены только к определенным типам крупных геоструктурных элементов литосферы. Поэтому при нефтегеологическом районировании главным является тектонический фактор и динамика «участков земной коры по признакам строения и истории структурного развития» (В.В. Белоусов). Соответственно, в одних регионах сосредоточены месторождения с громадными ресурсами углеводородов, в других сконцентрированы мелкие и средние по запасам скопления, а наряду с ними существуют территории, в пределах которых нет залежей нефти и газа. С последних и начнем:

Геотектонические элементы, не содержащие скоплений углеводородов

В платформенных областях сравнительно спокойного развития к таковым

относятся прежде всего 1) щиты - обширные области крупных массивов складчатого с длительной тенденцией к развитию восходящих движений. Вследствие этого, на большей части щитов отсутствуют отложения осадочного чехла. Примеры: Балтийский, Алданский, Канадский и др. щиты.

2) Выступы фундамента и кряжи, покрытые осадочными (платформенными) отложениями небольшой толщины (мощности). Для них характерен режим нисходящих и восходящих движений с преобладанием последних. Примеры: Донецкий, Тиманский кряжи, Султануиздаг, Кульджуктау (Средняя Азия). В складчатых областях разрывной и дислокационной тектоники скопления

нефти и газа отсутствуют: 1) в метаморфизованных и дислоцированных комплексах центральных

частей горных сооружений; 2) в участках развития крупных магматических комплексов. Причинами отсутствия нефти и газа в пределах отмеченных геоструктурных

элементов являются их интенсивная перемятость (дислоцированность), метаморфизм, пронизанность интрузиями, нахождение их (иногда Электронная библиотека

АГНИ

86

многократное) в зоне гипергенеза (выветривания). Все эти условия не способствуют ни сохранению скоплений, ни даже самих углеводородных соединений, каковыми являются нефть и газ.

Классификация региональных нефтегазоносных территорий

Проф. А.А. Бакиров предложил за основу классификации принять нефтегазоносную область – территорию, приуроченную к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующемуся общностью геологического строения, истории развития и условий нефтегазообразования и накопления. Нефтегазоносные области объединяются в нефтегазоносные провинции,

характеризующиеся сходством региональной геологии, в т.ч. и общностью стратиграфического положения регионально продуктивных отложений. Различают провинции платформенных, складчатых и переходных территорий. На платформенных провинциях, помимо общности возраста продуктивных отложений, определяющим является возраст складчатого фундамента, а на геосинклиналях – время формирования складчатого сооружения.

Геотектонические элементы платформ, с которыми связаны региональные скопления нефти и газа (нефтегазоносные

области и провинции)

1) Сводовые поднятия (своды) – крупные, диаметром в несколько сотен километров, положительные структуры, обычно изометрических очертаний, в пределах которых фундамент приподнят, а осадочный чехол имеет сокращенную мощность. Пример: Татарский свод, к которому приурочена нефтегазоносная область Татарского свода, входящая в состав Волго-Уральской нефтегазоносной провинции.

2) Внутриплатформенные впадины – крупные, диаметром в сотни километров отрицательные структуры, обычно изометрических очертаний, в пределах которых фундамент погружен на большую глубину, чем на сводах. Т.е. это – отрицательные гомологи сводовых поднятий. Примеры: Мелекесская, Мургабская и др. впадины.

3) Краевые впадины платформ – обширные области прогибания, иногда до нескольких тысяч километров в поперечнике, в пределах которых складчатый фундамент погружен на значительно большие глубины по сравнению со всеми остальными частями платформы (5-6, до 10 км и более). Для них характерна соляная тектоника. Пример: Прикаспийская краевая впадина Русской платформы.

4) Линейно-вытянутые поднятия – области положительных форм рельефа складчатого фундамента, погребенных под платформенным осадочным чехлом и простирающихся на несколько сот километров в длину и на порядок меньше в Электронная библиотека

АГНИ

87

ширину. Примеры: Бухарская и Чарджоу-Дарганатинская зоны поднятий Туранской плиты.

5) Линейно вытянутые грабенообразные впадины (авлакогены) – области прогибания складчатого фундамента протяженностью в несколько сот километров, заполненные осадочными отложениями и осложненные соляной тектоникой. Пример: Днепровско -Донецкая впадина.

Геотектонические элементы складчатых и сопряженных с ними

переходных областей, с которыми связаны региональные скопления нефти и газа

1) Межгорные впадины – области прогибания внутри горных сооружений.

Образовавшиеся в более поздние стадии их развития и заполненные молодыми отложениями. Пример: Ферганская впадина, к которой приурочена одноименная нефтегазоносная область, входящая в состав Тянь-Шань-Памирской нефтегазоносной провинции. В пределах складчатых областей провинции иногда объединяются в

нефтегазоносные пояса, т.е. в совокупность нефтегазоносных провинций, расположенных и генетически связанных с формированием этого складчатого пояса. Пример: нефтегазоносный пояс, приуроченный к палеозойской складчатости Аппалачской горной системы. Среди межгорных впадин наиболее богаты запасами те, которые

образовались в течение альпийского цикла складчатости (KZ). Во впадинах мезозойского и более раннего тектогенеза скопления нефти и газа встречаются реже. В альпидах месторождения многопластовые и распространены почти по всему разрезу. Поэтому плотность запасов в них максимальна. Примерами, помимо Ферганы, являются месторождения Апшеронского п-ова, Калифорнии (США), Северного Калимантана (Индонезия), Бирмы. В недрах сравнительно небольшой впадины Маракаибо (Венесуэла) начальные извлекаемые запасы составляли более 4 млрд. тонн.

2) Передовые предгорные прогибы – линейно вытянутые структуры, расположенные между платформенной и складчатой областями. Они имеют асимметричное строение, причем, борт, примыкающий к складчатой (горной) системе - крутой, а платформенный – пологий. С ними связаны значительные запасы. В бывшем Союзе по концентрации запасов предгорные прогибы были на втором месте. Примеры: Предуральский, Предкарпатский прогибы, Предкавказская система прогибов. Комплексы пород, образующиеся при сходных тектонических режимах,

носят название формаций. Они слагают крупные геологические тела, однородные по составу, обособленные в пространстве, а также в разрезе и в плане. Эти тела образуются в определенных тектонических и географических условиях, смена которых приводит к появлению новых комплексов - формаций. Среди осадочных формаций, широко распространенных в платформенных,

переходных и геосинклинальных областях, наиболее типичны (по А.А. Электронная библиотека

АГНИ

88

Бакирову и А.К. Мальцевой): песчано-глинистые и карбонатные - для древних платформ; песчано-глинистые угленосные, реже карбонатные - для молодых платформ; угленосные, карбонатные, терригенно-карбонатные -для геосинклинальных и переходных областей. В составе перечисленных формаций, как правило, имеются толщи пород, с которыми генетически связаны нефть и (или) газ. Некоторые комплексы пород настолько характерны для определенных

тектонических режимов, что получили название индикаторных (по А.Е. Михайлову). Примером может служить молассовая формация, состоящая из мощных толщ грубообломочных пород (конгломераты, галечники), являющаяся индикатором орогенной стадии развития в геологической истории земной коры. Учение о формациях имеет большое практическое значение, так как многие

полезные ископаемые связаны с определенными формациями.

Перспективы развития нефтегазовой геологии

Перспективы дальнейшей мировой добычи нефти и газа в значительной, а то и в главной степени связаны с акваториями, в первую очередь – с шельфовыми областями акваторий морей и океанов. Крайне интересными и значимыми оказались результаты глубокого

бурения с целью изучения геологии и нефтегазоносности кристаллического фундамента в старых нефтегазодобывающих районах. В приложении 2 к данному учебному пособию приводится статья Р.Х. Муслимова [22] по данной проблеме. Полученные результаты уникальны, крайне важны для уточнения генезиса нефти и газа, а также для совершенствования стратегии геолого- поисковых работ на нефть и газ.

Эл

ектронная библиотека

АГНИ

89

ЛИТЕРАТУРА

1. Бакиров А.А. и др. «Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа». Изд-во «Высшая школа», М. 1968.

2. Бакиров Э.А. и др. «Геология нефти и газа». Изд-во «Недра», М. 1990. 3. Бурханов Р.Н., Гуревич В.М., Бурханова Г.Р., Сабирзянова З.М. «Пособие к

лабораторным работам по геологии». Издание второе. АГНИ, Альметьевск, 2002. 4. Гуревич В.М., Сабирзянова З.М., Каримова Р.М. «Методические рекомендации

по выполнению контрольных работ по дисциплине “Геология нефти и газа”». АГНИ, Альметьевск, 2003.

5. Васильев Ю.М., Мильничук B.C., Арабаджи М.С. «Общая и историческая геология». Изд-во «Недра», M. 1977.

6. Вассоевич II,Б. Современные представления об условиях образования нефти. - Знание, 1981.

7. Габриэлянц Г.А., Пороскун В.И., Сорокин Ю.В. Методика поисков и разведки залежей нефти и газа. - М.: Недра. 1985.

8. Гаврилов В.П. Общая и региональная геотектоника. – М-: Недра. 1986. 9. Газовые и газоконденсатные месторождения / В.Г. Васильев. В.И. Еpмаков,

И.П. Жабрев и др. - М.: Недра, 1983. 10. Геология и геохимия нефти и газа / А.А. Бакиров, З.Л.

Табасаранский, MB. Борцовская, А.К. Мальцева. - М-: Недра, 1982. 11. Губкин И.М. Учение о нефти. - М-: Наука, 1975. 12. Гутман И.С. Методы подсчета запасов нефти и газа. - М.: Недра, 1985. 13. Знаменский В.В., Жданов М.С, Петров Л.П. Геофизические методы

разведки и исследования скважин. - М.: Недра, 1981. 14. Лапинская Т.А., Прошляков Б.К., «Основы петрографии», Изд-во «Недра»,

М. 1974. 15. Левитес Я.М. «Общая и историческая геология». Изд-во «Недра», М. 1965.

16. Бакиров А.А. Геологические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. - М.: Недра, 1973.

17. Бакиров А.А., Варенцов М.И, Бакиров Э.А. Нефтегазоносные провинции и области зарубежных стран. – М.: Недра, 1971.

18. Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа / А.А. Бакиров, Э.А. Бакиров, В.С. Мелик-Пашаев и др. – М.: Высшая школа, 1987.

19. Каламаров Л.В. Нефтепромысловые провинции и области России и сопредельных стран. М.: Нефть и газ. 2003.

20. Искандеров Д.Б. Геология нефти и газа. Учебное пособие. Альметьевск. АГНИ. 2004.

21. А. Перродон. Формирование и размещение месторождений нефти и газа. М.: Недра, “Буссенс Эльф Акитен”. 1985.

22. Муслимов Р.Х. Определяющая роль фундамента осадочных бассейнов в формировании и развитии месторождений углеводородного сырья. М.: Геология нефти и газа. 2004, №4.

Электронная библиотека

АГНИ

90

Приложение 1

ПЛИКАТИВНЫЕ И ДИЗЪЮНКТИВНЫЕ ДИСЛОКАЦИИ

Всякое отклонение слоев от первоначального горизонтального залегания называется дислокацией (нарушением). Дислокации бывают без разрыва сплошности слоев - пликативные и с разрывом - дизъюнктивные.

IIликативные дислокации. К ним относятся моноклинали, складки, флексуры. Моноклиналь - структура, в которой слои наклонены в одну сторону (рис.

П38, П39). Складки – структурные формы с волнообразными изгибами слоев. Они

бывают антиклинальные и синклинальные (рис. П40). Антиклинальная складка (антиклиналь) характеризуется тем, что перегиб слоев выпуклостью обращен кверху. В центральной части – ядре - антиклиналей расположены наиболее древние пopoды, вокруг них по мере удаления от ядра – молодые (рис. П40, а; рис. П41). Синклинальная складка (синклиналь) выпуклой частью обращена книзу. В ядрах синклиналей залегают наиболее молодые породы, а вокруг них, по мере удаления от ядра - все более древние (рис. П40, б; рис. П42). Осевой поверхностью складки называется поверхность, проходящая через

точки перегиба слоев, составляющих складку (рис. П43). Изгибы слоев в складках видны по меньшей мере в двух взаимно перпендикулярных направлениях в поперечном и продольном. Осевая поверхность проходит вдоль складки через ее окончания, которые носят название периклинальных (у антиклиналей) или центриклинальных (у синклиналей). Эта поверхность делит складку па две части, в которых выделяют крылья складки. Часть складки в месте перегиба слоев называется замком складки (см. рис. П40).

Рис. П38. Блок-диаграмма моноклинали Электронная библиотека

АГНИ

91

Рис. П39. Моноклиналь:

а - геологический разрез по линии 1 - 1 ; б - геологическая карта; в – структурная карта по кровле юрского комплекса

Рис. П40. Элементы складок. а - вертикальное окончание антиклинальной складки,

6 — центриклинальное окончание синклинальной складки

Рис. П41. Антиклинальная складка. а - геологический разрез по линии I-I; б - геологическая карта;

в – структурная карта по кровле юрского комплекса Эл

ектронная библиотека

АГНИ

92

Рис. П42. Синклинальная складка.

а – геологический разрез по линии I-I; б - геологическая карта; в – структурная карта по кровле юрского комплекса

Рис. П43. Осевая поверхность складки (заштрихована)

Эл

ектронная библиотека

АГНИ

93

Рис. П44. Размеры складок: а - длина; 6 - ширина; в - высота

Рис. П45. Типы складок: а - симметричная; б - асимметричная;

в - диапировая; г - сундучная Электронная библиотека

АГНИ

94

Размеры складок характеризуются длиной, шириной и высотой (рис. П44). Длина складки замеряется вдоль ее осевой поверхности ширина между крыльями. Высота складки определяется по вертикали между замком антиклинали и замком смежной с ней синклинали (измерение проводится по одному и тому же слою). Существует несколько классификаций складок. Наиболее

распространенная их них учитывает форму складок и носит название морфологической. Согласно этой классификации выделяют симметричные, асимметричные, диапировые, брахиантиклинальные, куполовидные и др. (рис. П45). У симметричных складок осевая поверхность вертикальная, углы наклона

крыльев одинаковые. Асимметричные складки имеют наклонные либо горизонтальные осевые поверхности и неодинаковые углы наклона крыльев. Асимметричные складки в свою очередь делятся на наклонные,

опрокинутые, лежачие, ныряющие. Наклонные (косые) складки характеризуются падением крыльев в противоположные стороны под различными углами и наклонной осевой поверхностью Опрокинутые складки имеют наклонную осевую поверхность, крылья их наклонены в одну сторону. Лежачие складки обладают горизонтальными осевыми поверхностями. Осевая поверхность ныряющих складок изогнута до обратного падения. Сундучные складки характеризуются плоским широким сводом и

крутыми крыльями. Диапировые складки - это складки, ядро которых сложено соляным или

глиняным телом, протыкающим антиклинально изогнутые слои. В ядрах таких складок пластичные породы сильно перемяты. Слои, примыкающие к ядру, залегают под крутым утлом и имеют меньшую мощность, чем в периферийных частях складки. По отношению длины складки к ширине различают линейные,

брахиформные и куполовидные складки. Линейными называются складки, у которых величина отношения длины к ширине более трех. Складки, у которых это отношение меньше, называются брахиформными (брахиантиклиналями и брахисинклиналями). При приблизительно одинаковой длине и ширине антиклинальные складки относятся к куполовидным, синклинальные - к чашевидным. Флексуры - это изгибы в слоистых толщах, характеризующиеся

наклонным положением слоев при общем их горизонтальном залегании или более крутым падением на фоне общего наклонного залегании (рис. П46). В флексурах выделяются верхнее (приподнятое), нижнее (опущенное) и смыкающее крылья.

Электронная библиотека

АГНИ

95

Рис. П46. Флексура.

а - геологический разрез по линии I-I: б - геологическая карта; в - структурная карта по кровле юрского комплекса. Крылья: 1 - нижнее;

2 – смыкающее; 3 – верхнее

Дизъюнктивные дислокации (разрывные нарушения). Вследствие движения земной коры слои горных пород могут быть разорваны и участки горных пород, лежащие по обе стороны от поверхности разрыва, могут оказаться смещенными относительно друг друга. Смешение слоев происходит по поверхности, которую условно принимают за плоскость. Эта поверхность называется сместителем или плоскостью смешения, а разорванные и перемещенные участки слоев, примыкающие к сместителю, - крыльями или блоками. К дислокациям со смещением относятся сбросы, взбросы, грабены,

горсты, надвиги (рис. П47).

Электронная библиотека

АГНИ

96

Рис. П47. Формы дизъюнктивных дислокаций (геологические разрезы): а

- сброс- 6 - взброс; а - надвиг; г - ступенчатые сбросы; д - грабен; е - горст; ƒ-ƒ, ƒ1 -ƒ1,ƒ2 -ƒ2, ƒ3 -ƒ3 - сместители

Сбросами называются структуры, в которых поверхность разрыва наклонена в сторону расположения опущенных пород (рис. П47, а, г). В сбросах различаются следующие элементы (рис. П48, П49): верхнее (поднятое) крыло А, нижнее (опушенное) - Б, сместитель В, угол падения сместителя а, амплитуда по сместителю ав, вертикальная амплитуда аб, стратиграфическая амплитуда вг, горизонтальная амплитуда бв.

Рис. П48. Элементы сброса

Рис. П49. Сброс, осложняющий строение антиклинальной складки.

1 - геологический разрез по линии I-I; б - геологическая карта; в - структурная карта

Электронная библиотека

АГНИ

97

Рис. П50. Взброс, осложняющий строение антиклинальной складки.

а - геологический paзрез по линии I-I; б - геологическая карта; в – структурная карта

Взбросы - это структуры, в которых поверхность разрыва наклонена в

сторону расположения приподнятых пород (рис. П47, б; рис. П50). При взбросах скважина, пересекая сместитель, повторно вскрывает обложения, которые уже были пройдены. Это отличает взбросы от сбросов, так как при сбросах, наоборот, из разрезов скважин выпадает та или иная толпа пород (рис. П49). Надвиги - это взбросы, у которых угол наклона сместителя очень мал (рис.

П47, в). Такие структуры возникают одновременно со складчатостью. Грабенами называются структуры, образованные сбросами и взбросами,

центральные части которых сложены на поверхности более молодыми породами, чем породы в их краевых частях (рис. П47, д). Горстами называются структуры, образованные разрывными смещениями,

центральные части которых на поверхности сложены более древними породами, чем породы в краевых частях (рис. П47, е). Таким образом, в горстах в отличие от грабенов центральные части приподняты относительно периферийных участков. В горстах и грабенах различают по меньшей мере три блока (центральный и два периферийных), однако в сложных грабенах и горстах число их может быть больше. Описанные выше пликативные и дизъюнктивные дислокации не исчерпывают

всего многообразия форм геологических тел и поверхностей в осадочных толщах. Другие осадочные тела, имеющие иную форму, также представляющие большой практический интерес, в частности ископаемые рифы, рассматриваются во второй части учебника. К их числу, по В.Г. Кузнецову, в первую очередь следует отнести ископаемые рифовые сооружения органогенные геологические тела, созданные нарастающими друг на друга растительными и животными (главным образом колониальными) организмами. Важное значение при изучении осадочных толщ имеют поверхности

стратиграфического несогласия, которые очень часто разделяют эти толщи на структурные этажи, нижний из которых имеет более сложное строение (более крутые складки, больше разрывных смещений). Выше этой поверхности слои могут залегать почти горизонтально. Поверхностями стратиграфического несогласия осадочные толщи отделяются от нижележащих метаморфических и магматических пород. Эти поверхности несогласий отвечают перерывам в накоплении осадков, когда данный район (регион) был ареной разрушения обнажавшихся на земной поверхности горных пород. Электронная библиотека

АГНИ

98

Приложение 2

Р.Х. Муслимов, Государственный советник при Президенте Республике Татарстан по вопросам недропользования, нефти и газа, профессор

ОПРЕДЕЛЯЮЩАЯ РОЛЬ ФУНДАМЕНТА ОСАДОЧНЫХ БАССЕЙНОВ В ФОРМИРОВАНИИ И РАЗВИТИИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УГЛЕВОДОРОДНОГО СЫРЬЯ Республика Татарстан расположена в центре Волго-Уральской

нефтегазоносной провинции (НГП). Территория Республики Татарстан, как и всей Волго-Уральской НГП, относится к старым нефтедобывающим районам с высокой разведанностью ее перспективной части, что предопределило специфику геологоразведочных работ, характеризующихся следующими особенностями:

1. Высокая разведанность недр является основным фактором, осложняющим геологоразведочные работы и обусловливающим закономерное снижение их эффективности.

2. На поздней стадии нефтепоисковых работ в платформенных областях со сравнительно небольшой мощностью осадочного чехла нефтеразведчики вынуждены ориентироваться на поиски небольших месторождений, приуроченных к локальным поднятиям или неструктурным ловушкам, а также ранее пропущенных мелких сложнопостроенных залежей на эксплуатируемых месторождениях. Это объясняется тем, что месторождения, приуроченные к структурам первого и второго порядков, как правило, открываются на более ранних этапах нефтепоисковых работ, а нижележащие горизонты осадочного чехла в основном оказываются исследованными, так как большинство глубоких скважин бурятся до кристаллического фундамента. Ориен-тировка на поиски мелких, сложнопостроенных залежей требует применения более совершенных методов исследования.

3. На поздней стадии развития региона, как правило, приходится выходить с геологоразведочными работами в менее перспективные районы. Это обусловливается районированием территорий по степени перспектив нефтегазоносности и естественным первоочередным освоением более перспективных площадей, что также снижает возможности подготовки новых запасов.

4. Со временем, по мере освоения региона, в подготавливаемых запасах увеличивается доля трудноизвлекаемых и уменьшается доля активных запасов нефти. Следовательно, снижается эффективность геологоразведочных работ. Все изложенные факторы, безусловно, осложняют задачу подготовки новых с

запасов. В этих условиях для поддержания достигнутых высоких уровней добычи

нефти на длительный период (около 30 лет) и дальнейшего развития нефтедобычи в Республике Татарстан приходится менять приоритеты, философию воспроизводства минерально-сырьевой базы (ВМСБ) углеводородного сырья. Электронная библиотека

АГНИ

99

Наряду с применением таких традиционных методов нефтепоисковых работ, как районирование территории по степени перспектив нефтегазоносности, оптимизация процесса геологоразведочных работ, совершенствование методики ГРР, широкое развитие получают другие направления Прежде всего это связано с проведением широкомасштабных работ по

уточнению геологического строения геолого-гидродинамическим моделированием и внедрением новых методов увеличения нефтеотдачи (МУН) второго, а затем и третьего поколений. В ближайшие два десятилетия это направление в общем приросте запасов будет доминировать и составит около 75%. Но для ближайшего будущего и особенно в более далекой перспективе

приоритетным нужно признать изучение строения и генерирующей углеводородной роли фундамента. Сегодня в РТ после 35-петнего периода глубокого изучения кристаллического

фундамента мы открыто говорим о проведении поисковых работ на нефть-газ в породах кристаллического фундамента, более того, о подпитке и регенерации месторождений осадочного чехла из глубин планеты и даже о возможном искусственном ускорении этого процесса. В этом вопросе геологи Татарстана продвинулись достаточно далеко вперед. В настоящее время кристаллический фундамент в Татарстане с полным

правом может рассматриваться объектом самостоятельных поисковых работ, для его изучения пробурено достаточное число скважин. Наряду с продолжением и совершенствованием поисково-разведочных работ на нефть, комплексе палеозойских осадочных пород необходимо развивать планомерные, опирающиеся на научные обоснования и мировой опыт исследования глубокозалегающих докембрийских пород. В Татарстане направление глубинных исследований ориентируется на породы кристаллического фундамента с целью комплексного изучения их внутренней глубинной структуры, взаимоотношений различных толщ и систем разломов неоднородного гранито-гнейсового слоя Татарского свода и обрамляющих его впадин... С современных позиций необходимость изучения геологии и

нефтегазоносности фундамента можно обосновать с четырех точек зрения: 1. Доказана тесная связь месторождений в осадочном чехле и их строения с

геологическим строением кристаллического фундамента. Причем эта связь прослежена не только по структурам высших порядков, но и в деталях геологического строения (А.В.Постников, Л.П.Попова). Изучая детали геологического строения фундамента, мы облегчаем поиски нефти в вышележащих отложениях. Можно сказать, что познание фундамента - ключ к поискам нефти в осадочном чехле.

2. Нефтегенерирующей роли фундамента, о чем свидетельствуют следующие факторы [1, 2]:

- генетическая тождественность нефтей из палеозойского комплекса Южно Татарского свода (ЮТС) и битумоидов фундамента, аргументирующая доминирующую роль вертикальной миграции нефти, достаточный источник, который в осадочном чехле над ЮТС отсутствует;

- приуроченность залежей нефти осадочного чехла к разломам в фундаменте Электронная библиотека

АГНИ

100

дает возможность обосновать формирование их за счет восходящей (вертикальной) миграции и рассматривать кристаллический фундамент в качестве промежуточного звена миграции нефтегазоносных потоков и самостоятельного поискового объекта;

- четко выраженная тенденция увеличения газопоказаний, расширения спектра гомологов метана и относительный рост содержания его «тяжелых» гомологов (пентана и гексана) до 19-20%, тяжелых битумоидно-графитовых смесей, появления гелия с увеличением глубины;

- явное несоответствие НПР Татарстана, из которых уже извлечено около 3 млрд т нефти, и полученных на основе геохимического анализа доманикитов палеозоя с оценкой их нефтематеринского материала в объеме всего 709 млн т. для всей осадочной толщи, указывающие на невозможность формирования про-мышленных скоплений углеводородов (УВ) за счет нефтегенерирующего потенциала осадочных пород.

3. Обоснование поисков УВ в породах самого кристаллического фундамента. Для этого есть очень веские основания, полученные в последнее время по мере более углубленного изучения фундамента. На основе данных сейсмического профилирования и глубинного зондирования установлено пластинчато-чешуйчатое строение фундамента. При этом, как видно из данных профилей, основные отражающие горизонты

фундамента находятся под «покрышкой» - кирасой непроницаемых пород на глубинах порядка 2 сек., что соответствует 5-7 км. Проведенные работы по изучению отражающих горизонтов позволяют считать их в качестве так называемых зон разуплотнения или зон деструкции фундамента, которые, обладают высокими коллекторскими свойствами, вследствие дробления и переработки пород. Зоны деструкции кристаллического фундамента являются специфическим

типом нетрадиционных коллекторов Волго-Уральской провинции. Как свидетельствуют материалы глубокого бурения и сейсмических исследований, эти зоны развиты по всему разрезу кристаллического фундамента, однако максимум их, по данным сейсмопрофилирования, сконцентрирован на глубинах ниже 5 км. Особенностью этих зон является их субгоризонтальное залегание, связанное с развитием тангенциальных напряжений в теле фундамента [3]. Фактором, определяющим развитие тангенциальных напряжений, является перемещение блоков земной коры по зонам наклонных разломов регионального типа, отделяющих Южно-Татарский свод от рифтовых областей Камско-Бельского и Казанско-Кажимского авлакогенов. Формирование потенциальных коллекторов в теле фундамента связано с процессами механической деструкции граничных зон скольжения пластин высокометаморфизованных пород кристаллического фундамента и последующей гидротермальной проработки, Коллекторские свойства зон деструкции во многом определяются соотношением процессов механического дробления (разуплотнения) пород и процессов выщелачивания субстрата под действием гидротермальных растворов. Проведенный анализ типов нетрадиционных коллекторов УВ Волго-

Уральской провинции ставит на повестку дня вопрос о внедрении специфических методов их исследования и оценки, в зависимости от геологических и литолого-Электронная библиотека

АГНИ

101

минералогических факторов, определяющих нетрадиционность коллектора, а в последующем и «гибких» методик их рациональной разработки. Использование таких подходов позволяет максимально оценить ресурсный

УВ потенциал старых нефтегазоносных регионов и, таким образом, дать им новую жизнь.

4. Кристаллический фундамент играет большую роль в постоянной «подпитке» нефтяных месторождений осадочного чехла новыми ресурсами за счет притока углеводородов по скрытым трещинам и разрывам из глубин. В ранее опубликованных работах нами было показано существование на ЮТС единого источника нефтегенерации для залежей нефти и природных битумов (ПБ), а также то что формирование месторождений происходит за счет вертикально восходящей миграции нефтегазоносных флюидов через разломы, секущие кристаллический фундамент и нижние горизонты осадочного чехла. Об этом говорят температурные исследования Н.Н. Христофоровой. Проведенные исследования позволяют считать, что обнаруженные реликты

УВ зон деструкции свидетельствуют о наличии УВ флюидов в этих зонах, которые в неоднородном термоградиентном поле фундамента последовательно перегонялись из нижних зон в верхние под воздействием температурного поля и явлений компрессия-декомпрессия. Это подтверждается также сходством УВ фундамента и чехла, особенностями состава вод зон деструкции и чехла. Первый постулат о тесной связи месторождений осадочного чехла с

геологическим строением фундамента разделяется абсолютным большинством геологов. Остальные три положения - прерогатива в основном геологов, придерживающихся теории неорганического происхождения нефти. Число последних непрерывно растет по мере более глубокого изучения пород кристаллического фундамента. Мы придерживаемся теории полигенезиса нефти. Здесь справедливы обе

теории: биогенного и абиогенного происхождения нефти. Для признания их достоверными достаточно фактических и экспериментальных данных. Но основной спор заключается в роли каждого из них в углеводородном потенциале недр. Мы считаем, что нефтегазовых ресурсов абиогенного происхождения неизмеримо больше, чем биогенного. С этих позиций мы и должны строить будущую стратегию поисковых работ углеводородного сырья. Основные выводы по данному направлению были получены по

Ромашкинскому месторождению. Многолетними исследованиями установлено, что кристаллический фундамент

Татарского свода - потенциальный генератор УВ Ромашкинского месторождения, которое является уникальным не только по запасам, но и по условиям локализации и дифференциации УВС. Многоэтажное строение этого месторождения, вариации состава, сочетания залежей легких, тяжелых, высокосернистых нефтей, их микроэлементный состав не укладываются в рамки стандартных представлений об условиях нефтеобразования и накопления. Все это свидетельствует о том, что формирование гигантских скоплений углеводородов происходило в условиях активного перераспределения и миграции УВ. Важнейшим фактором перераспределения и миграции УВ является палеотемпературная эволюция нефтеносных формаций. Это обусловило четкую Электронная библиотека

АГНИ

102

приуроченность Ромашкинского. месторождения к структурам Южно-Татарского свода (ЮТС). Реализация программы последовательного изучения глубоких горизонтов кристаллического фундамента показала, что последний играет существенную роль не только как важный структурообразующий элемент, но и сам характеризуется важнейшими признаками, свидетельствующими о его потенциальной нефтегенерирующей роли. Ромашкинское месторождение приурочено к крупной и сложной дислокации,

которая представляет собой пересечение четырех трансрегиональных элементов каркаса, осложненных тремя региональными системами радиально-концентрических дислокаций. Южно-Татарский свод в своей эволюции и становлении прошел сложную

многоэтапную историю, начавшуюся в нижнеархейское-катархейское время (более 3,1 млрд лет) и отличающуюся практически с самого начала специфическими особенностями геодинамики и метаморфизма. Проведенные исследования свидетельствуют, что эта сложная структура продолжает активно развиваться и в настоящее время. При этом ведущая роль в эволюции фундамента на современном этапе принадлежит гидротермально-флюидным процессам, связанным с зонами деструкции фундамента компрессионного и декомпрессионного типа [4]. Проведенные исследования показали, что эти зоны деструкции ритмично

повторяются в разрезе кристаллического фундамента и представлены сложным минеральным комплексом низкотемпературных образований, среди которых ведущую роль играют глинистые минералы — гидрослюды, каолинит, смектиты, смешаннослойные образования. Температурные поля устойчивости этих минеральных ассоциаций совпадают с полями устойчивости углеводородов нефтяного ряда, что объясняет наличие в материале зон деструкции поглощенного углеводородного комплекса, а также подтверждается данными люминесцентно-битуминологического и хроматографического анализов. Кроме того, углеводородные соединения в виде тяжелых битумоидов и шунгитоподобных скоплений локализуются в виде отдельных включений миллиметровой размер-ности в тонкой сети трещин, пронизывающих массу пород зон деструкции. При этом в распределении углеводородных выделений в теле фундамента наблюдается определенная ритмичность, унаследованная от первичной метаморфической ритмичности в теле фундамента, возникновение которой связано с неоднородным, периодически меняющимся термоградиентным полем, существовавшим на ранних этапах становления и обособления ЮТС. Длительные и широкомасштабные исследования влияния кристаллического

фундамента на нефтегазоносность осадочного чехла объективно привели нас к выводу о постоянной «подпитке» месторождений в палеозое глубинными флюидами кристаллического фундамента. Результаты исследований Л.М. Ситдиковой [5] свидетельствуют о том, что в

термодинамических условиях зон деструкции и при наличии природных каталитических систем в зонах деструкции кристаллического фундамента, эти зоны можно рассматривать как нефтематеринские формации глубоких горизонтов земной коры. Эти зоны могут исполнять роль своеобразного «химического реактора», в котором метан глубинных оболочек земли вовлекается в процесс Электронная библиотека

АГНИ

103

превращения в нефтяные флюиды под влиянием каталитической активности тонкодисперсных глинистых и других минералов этих зон деструкции в присутствии пластовых флюидов. Следовательно, в зонах деструкции кристаллического фундамента может

происходить генерация углеводородов нефтяного ряда за счет простых углеводородов больших глубин под влиянием каталитической активности тонкодисперсных глинистых минералов, проявляющейся в присутствии минеральных пластовых вод. При этом пульсационные геодинамические нагрузки этих зон постоянно активируют тонкодисперсный каталитический комплекс пород, что свидетельствует о перманентном режиме генерации сложных углеводо-родных систем в глубинных зонах деструкции. Из этих зон флюиды мигрируют по нефтеподводящим каналам в ловушки

осадочного чехла. По В.А.Трофимову, под каждым нефтяным месторождением должен быть подводящий канал [6]. Но это не обязательно. Однако под гигантскими и супергигантскими месторождениями их может быть достаточно много. Например, под Уренгойским месторождением имеется серия таких каналов, называемых «морковками». А в более мелкие месторождения углеводороды попадают в результате боковой миграции, которую большинство исследователей не отрицают. Хотя по ряду авторов боковая миграция на большие расстояния считается маловероятной. Последние достижения мировой нефтегазовой науки опровергают представления о-дальней латеральной миграции флюидов и подтверждают доминирование вертикальной миграции в процессах формирования залежей УВ, которая особенно активно проявляется на больших глубинах. При этом существенна роль глубинных флюидных потоков, которые являются одной из причин широкого развития АВПД в глубокопогруженных комплексах [7].

Существует и другая точка зрения [8] о том, что монолитные комплексы пород в условиях напряженного состояния становятся «прозрачными» для глубинных флюидных систем и «запираются» в периоды снятия геодинамических напряжений. Установлено широкое развитие газово-жидких пузырьковых включений с

остаточными флюидами в кварце, а также, что пузырьковые выделения, наиболее четко проявленные в кварцевых зернах пород, связаны с кварцем первой генерации метаморфических комплексов фундамента (гранулитовая фация). Но появлялись они на более поздних стадиях эволюции породных комплексов. В соответствии с волновым механизмом миграции дислокационных цепей и плоскостей в поле напряженного состояния происходит и миграция газово-жидких включений в направлении вектора Бюргерса. Согласно теории упругих сред скорость миграции дислокаций в кристаллах сопоставима со скоростью акустических колебаний, которые в породах кристаллического фундамента распространяются со скоростью от 3,5 до 6 тыс. м/сек. При снятии геодинамических напряжений движение дислокаций и, соответственно, газово-жидких включений останавливается. Не отрицая возможность существования механизма миграции флюидов,

видимо, следует его ограничить именно глубокими горизонтами земной коры. А в формировании залежей нефти в осадочном чехле этот механизм не действует. В Электронная библиотека

АГНИ

104

настоящее время большинством исследователей обосновываются выводы о быст-рых (геологически мгновенных) темпах формирования углеводородных скоплений, восполнении залежей нефти и газа в процессе их разработки. Пространственные и временные неравномерности дебитов нефти и газа по скважинам интерпретируются с учетом положения скважин по отношению к каналам подпитки залежей. Такого рода каналы выявляются как по данным разработки месторождений, так и детальных сейсмических работ (3 D). Генетическая тождественность нефтей из палеозойского комплекса и

битумоидов фундамента аргументирует доминирующую роль восходящей вертикальной миграции нефти, источник которой в осадочном чехле над ЮТС отсутствует. Это подтверждает теоретические разработки украинской и российской школ неоргаников (Н.А. Кудрявцев, В.Б. Порфирьев, П.Н. Кропоткин, В.А. Краюшкин и др.) в области прогнозирования нефтегазоносности кристаллических пород. Однако наши фундаментальные исследования последних 10 лет позволяют

полагать, что эти сроки могут быть существенно уменьшены за счет миграции углеводородов (УВ) из зон деструкции кристаллического фундамента через многочисленные разломы, т.е. «подпитки» нижних горизонтов Ромашкинского месторождения «углеводородным дыханием» фундамента. Процесс глубинной дегазации недр с периодичным поступлением углеводородов в верхние горизонты земной коры и осадочного чехла является закономерным явлением, подчиняющимся определенным геотектоническим условиям (рис. П51).

Рис. П51. Сводный сейсмический динамический разрез ЮТС по профилю

«Гранит». Разрез демонстрирует распределение амплитудно-частотных (энергетических) аномалий в пределах геодинамической системы Южно-

Татарского свода. Указаний на подток нефти из глубин достаточно много. В Татарстане отмечен

ряд залежей, по которым уже извлечены все балансовые запасы, а добыча нефти продолжается. Но главным объектом наших исследований является супергигантское Ромашкинское месторождение - идеальный объект изучения этой Электронная библиотека

АГНИ

105

важнейшей проблемы. В последние годы проводились исследования физико-химических свойств нефтей, гидродинамические исследования параметров пластов и характеристик работы скважин на ближайшей к Алтунино-Шунакскому разлому Миннибаевской площади этого месторождения. Здесь анализировались данные гидродинамических исследований по 925 скважинам, изучались динамика дебитов и накопленные отборы по скважинам, изменения соотношений дебитов аномальных и нормальных скважин.

Параллельно с этими работами было проведено изучение цикличности изменения плотности и вязкости пластовых нефтей по более чем 100 скважинам-пьезометрам, в которых проводились периодические годовые и полугодовые замеры на протяжении 17 лет. Многолетними исследованиями процессов разработки месторождений в

Татарстане показано ухудшение свойств остаточной нефти по мере разработки в направлении образования окисленной, осерненной, малоподвижной, биодеградированной нефти, т.е. плотность нефти закономерно увеличивается. Однако на фоне общего увеличения плотности на Миннибаевской площади были выявлены периодические уменьшения их значений, фиксируемые в отдельных скважинах. Методами спектрального анализа было продемонстрировано наличие в рядах естественных вариаций плотности нефти с периодом около 5 - 5,5 лет. Кластерным анализом были выявлены десятки скважин с аномальными

параметрами и высокой накопленной добычей, из которых каждая дала более 1 млн. т нефти. Эти скважины расположены на площади закономерно. Также выявлены сотни

скважин с инверсией дебитов (долговременное падение «вдруг» без видимых причин сменяется их ростом), что резко противоречит «закону» падающей добычи нефти и имеет, по нашему мнению, прямое отношение к предполагаемому нами феномену. Причем, максимальные значения средних дебитов «аномальных» скважин к

дебитам «нормальных» закономерно повторяется через 14 лет. Все это, а также периодическое появление (увеличение) содержания «свежего»

(молодого) бутана, совпадающее с изменением солнечной активности (процессы сжатия и растяжения земной коры и др.), побуждает усилить исследования процессов «подпитки» месторождения углеводородами из глубин через нефтеподводящие каналы, а в будущем поисков путей искусственной интенсификации этих процессов для обеспечения лабильной, сбалансированной с этим процессом добычи нефти. Это обеспечит второе рождение Ромашкинского месторождения после завершения его разработки современными новейшими технологиями. Исследования показали, что числящиеся на балансе запасы нефти на

Ромашкинском месторождении будут добыты к 2065 г., а с учетом планируемых объемов доразведки, переоценки запасов и самое главное - внедрением методов увеличения нефтеотдачи более высоких поколений разработка месторождения продлится до 2200 г., а с учетом «подпитки» из глубин недр этот срок исчисляется дополнительными столетиями (рис. П52).

Электронная библиотека

АГНИ

106

Рис. П52. Динамика добычи нефти и воспроизводства запасов нефти по Ромашкинскому месторождению с 2005 г.

О справедливости этих заключений убедительно свидетельствуют данные по Шебелинскому газовому месторождению. Оно является одним из крупнейших месторождений Украины. Несмотря на то, что оно эксплуа-тируется уже около 50 лет (открыто в 1956 г.), его ресурсы не иссякают. Наи-большие отборы газа в 1970-х годах составили около 31 млрд м3/год. В дальнейшем начальные запасы газа месторождения неоднократно уточнялись и всякий раз наблюдался их рост. К настоящему времени они практически удвоились.

Как известно, Шебелинское месторождение приурочено к северо-восточному борту Днепрово-Донецкой впадины, разбитому тектоническими нарушениями и связанными с ними соляной тектоникой и вулканизмом. Вертикальные каналы, глубоко проникающие в земную кору, присутствуют практически повсеместно. Это - жерла вулканов, кимберлитовые трубки, грязевые вулканы, «черные курильщики» в океанах, глубинные разломы и т.д. [9]. На Украине разработан программно-методический комплекс «Сейсмоциклит», позволяющий выявить субвертикальные подводящие каналы. Комплекс опробован на ряде месторождений Днепрово-Донецкой впадины, Предкарпатского прогиба и шельфа Черного моря [10]. Авторы, изучающие этот вопрос, пишут: «Результаты изучения образцов

пород средне-нижнекарбоновых отложений Шебелинского месторождения Украины показали, что при наличии коллекторов трещинного и трещинно-порового типов, подпитка залегающей ниже пермско-нижнекарбоновой газовой залежи вполне вероятна». Аналогичные исследования по вопросам изучения процессов «подпитки»

углеводородами из глубин проводились и на центральной, Абдрахмановской Электронная библиотека

АГНИ

107

площади Ромашкинского месторождения. Полученные в процессе многолетних исследований данные уверенно позволяют нам по-новому рассмотреть нефтяные месторождения как постоянно развивающийся, подпитывающийся углеводородами из глубин недр объект. Однако месторождения не только подпитываются, но одновременно, как

любой живой организм, непрерывно подвергаются разрушению. Результатом разрушения девонских и каменноугольных залежей являются тяжелые нефти и природные битумы (ПБ) пермских отложений Татарстана. Легкие нефти нижних горизонтов палеозоя, мигрируя вверх по разрезу, окислялись и в ряде случаев из-за изменения реологических свойств превратились в покрышку, способствующую большему сохранению залежей нефти нижележащих горизонтов. Там, где сформировались залежи ПБ достаточной мощности, сохранность залежей в нижележащих горизонтах оказалась выше, чем на участках меньшего развития или отсутствия залежей ПБ. Заполненность Ромашкинской и структур Прикамья существенно ниже, чем, скажем, месторождений карбона восточного борта Мелекесской впадины. Вышеизложенные факты позволяют сформулировать новую стратегию

нефтепоисковых работ, заключающуюся в следующем. 1.Приоритетной задачей следует считать детальные исследования

поверхности кристаллического фундамента всеми имеющимися геолого-геофизическими и лабораторными методами и установление его связи с нефтегазоносностью осадочного чехла.

2.Основным направлением исследования нефтегазоносности фундамента считать изучение подводящих каналов, дающих возможность меньшими затратами через осадочный чехол и приповерхностную зону фундамента получить сведения о наличии притоков глубинных флюидов.

3.Установление (прежде всего на крупнейших месторождениях) наличия и местоположения нефтеподводящих каналов с целью обоснования заложения поисково-оценочных скважин специальной конструкции с углублением в фундамент на сравнительно небольшую глубину (до первого разуплотненного интервала).

4.Опробование базальных осадочных толщ в поисково-оценочной скважине и при получении положительных результатов (получения притока любого флюида) ввод ее в эксплуатацию при максимальной депрессии на пласт с целью интенсификации притока из нефтеподводящего канала.

5.Поиски залежей (ловушек) УВС в самих породах фундамента весьма затратны и в условиях отсутствия методики их обнаружения малоперспективны. Бурение скважин со значительным углублением в породы кристаллического фундамента возможно в единичных случаях для решения общегеологических задач (опорные скважины).

6.Опробование разуплотненных (проницаемых) зон в породах фундамента производить только после отработки методики опробования глубокозалегающих горизонтов, представленных трещиноватыми коллек-торами. Для этого можно использовать гидравлический разрыв пласта с закреплением трещин проппантом необходимого состава. Электронная библиотека

АГНИ

108

ЛИТЕРАТУРА (к приложению 2)

1. Муслимов Р.Х., Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Кристаллический

фундамент Татарского свода - потенциальный генератор углеводородов Ромашкинского месторождения // Материалы второй междунар. конф. «Новые идеи в геологии и геохимии нефти и газа». - М.: Изд-во Моек ун-та. 1998. - С. 147-149.

2. Муслимов Р.Х., Плотникова И.Н. Проблемы нефтегазоносности кристаллического фундамента и его роль в формировании залежей нефти в осадочном чехле //Там же. - С. 150-151.

3. Ситдикова Л.М., Изотов В.Г. Зоны деструкции кристаллического фундамента - как потенциальные коллектора углеводородов больших глубин //Георесурсы - 1999. - №1. - С. 28-34.

4. Глумов И.Ф., Плотникова И.И., Муслимов Р.Х. и др. Нефтяные и газовые месторождения - саморазвивающиеся и возобновляемые объекты // Геология нефти и газа. - М., 2004. - С. 43-49

5. Изотов В.Г., Ситдикова Л.М., Косачев И.П. Нефтематеринские формации глубоких горизонтов земной коры и их генерационный потенциал // Тезисы междунар. конф. «Дегазация земли, геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых». - М.: Геос, 2006. - С. 112-114.

6. Трофимов В.А., Петров А.П., Волгина А.И. О локализации и изучении нефтеподводящих каналов // Там же. – С. 266-267.

7. Kapaceвa T.B., Горбачев В.И. Современные подходы к стратегии поисков углеводородов в отложениях ниже освоенных нефтегазодобывающей промышленностью глубин // Там же. - С. 121-123.

8. Изотов В.Г., Ситдикова Л.М. Дислокационный механизм миграций флюидов глубоких горизонтов земной коры // Там же. - С. 110-111.

9 . Шахновский И.М. Происхождение нефтяных углеводородов. - М.: ВНИИОЭНГ, 2004. - С. 59.

10. Юрова М.П., Томилова Н.Н., Кузмин В.А. и др. Возможные пути подпитки газового месторождения Шебелинка // Тезисы междунар. конф. «Дегазация земли: геофлюиды, нефть и газ, парагенезы в системе горючих ископаемых». – М.: Геос, 2006. - С. 295-298.

Электронная библиотека

АГНИ

109

СОДЕРЖАНИЕ

Лекция 1. Введение. Природные горючие ископаемые. Понятие о нефти и газе………………………………………………………………………...

3

Лекция 2. Состав и физико-химические свойства нефти и газа, характер их изменения в зависимости от влияния различных природных факторов. Газовый конденсат……………………………….................................

8

Лекция 3. Понятие о нефтегазогеологической мегасистеме. Система геоструктурных элементов, контролирующих нефтегазонакопление. Понятие о природном резервуаре и ловушке для нефти и газа. Этапность и стадийность поисково-разведочных работ. Классификация ловушек………………………………………………….........................................

17

Лекция 4. Система литологических и стратиграфических элементов, контролирующих нефтегазонакопление и нефтегазообразование. Зональность процессов нефтеобразования………………………………………

26

Лекция 5. Понятие о нефтегазоносной формации, региональное нефтегазоносном комплексе, нефтегазоматеринской породе, породе - коллекторе и породе – покрышке………………………………………………...

29

Лекция 6. Система нефтегазоносных территорий. Понятие о нефтегазоносной провинции, области, районе, зоне нефтегазонакопления. Понятие о местоскоплении залежи нефти и газа. Классификация залежей по фазовому состоянию и загсам углеводородов………………………………

41

Лекция 7. Генетическая классификация и структура залежей нефти и газа. Формирование залежей. Элементы залежи. Закономерность пространственного размещения скопления нефти и газа в земной коре…………………………………………………………………………………

57

Лекция 8. Проблемы происхождения нефти и газа, миграция углеводородов. Особенности накопления и преобразования органических соединений при литогенезе осадочных пород. Принцип Савченко-Максимова-Гассоу. Условия разрушения и перераспределение залежей углеводородов……………………………………………………………………..

64

Лекция 9. Глобальная тектоника плит. Понятие нефтегазоносные осадочные бассейны. Перспективы развития нефтегазовой геологии………...

79

Литература…………………………………………………………………............ 85 Приложение 1……………………………………………………………………... 89 Приложение 2……………………………………………………………………... 97

Подписано в печать 13.05.2009 г. Формат 60×84/16

Печать RISO Объем 6,75 ус.печ.л. Тираж 100 экз. Заказ № 117

ТИПОГРАФИЯ

АЛЬМЕТЬЕВСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЯНОГО ИНСТИТУТА

423452, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2 Электронная библиотека

АГНИ