Контакты
Главная / Приказы

Большая энциклопедия нефти и газа. Основные нефтегазоносные комплексы

Осадочные (осадочно-породные) бассейны образованы мощными толщами разновозрастных осадочных и вулканогенно-осадочных пород, содержащих нефтегазоматеринские отложения, генерирующие жидкие и газообразные углеводороды, и породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Парагенетическое единство тех и других, объединяемых близостью фациальной характеристики осадков, позволяет выделить литологически сходные ряды нефтегазоносных формаций, как платформенных, так и геосинклинальных. Общность же условий нефтегазонакопления и стратиграфической принадлежности отложений определяет группы их в виде нефтегазоносных комплексов. Они отличаются по составу пород, степени их преобразованности и, как следствие этого, могут отличаться по характеру нефтегазоносности.

Нефтегазоносные комплексы являются составными частями нефтегазоносных бассейнов. Разведка нефти и газа часто ведется в отдельности на каждый из комплексов. В некоторых бассейнах разнородные комплексы разделены между собой толщами, которые не являются нефтегазоносными. Это, например, мощные соленосные разрезы в Прикаспийской впадине, где надсолевые (в основном мезозойские) и подсолевые (палеозойские) толщи образуют различные комплексы. Комплексы могут быть разделены крупными региональными несогласиями. А.Н. Дмитриевский рассматривает нефтегазоносные комплексы как породные системы, обладающие способностью, прежде всего, аккумулировать углеводороды, а часто и генерировать их. Комплексы состоят из двух главных элементов: породы-коллекторы и плохо проницаемые породы – флюидоупоры; иногда сюда же относятся и нефтегазоматеринские породы.

Нефтегазоносные комплексы являются, таким образом, совокупной частью геологических тел разных форм и генезиса – природных резервуаров, благоприятных для формирования залежей углеводородов, и ограничивающих их пород, способствующих консервации залежей, удержанию их в пределах ловушек в течение длительного геологического времени. Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной геологии, а в общей теоретической геологии существует понятие формации (геоформация). Между нефтегазоносными комплексами и формациями нет прямого соответствия. Комплекс может быть представлен одной формацией или охватывать две-три самостоятельные формации. Применение формационного анализа позволяет дать более полную характеристику нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров внутри них.

Поскольку природные резервуары различного типа связаны с разными геологическими формациями, есть смысл в этой связи коротко остановиться на существе понятия последних с точки зрения роли различных породно-слоевых ассоциаций в формировании нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров.

Термин «формация» впервые ввел в геологию немецкий естествоиспытатель А.Г. Вернер в 1781 г. В его трактовке это понятие отображало представление о естественной ассоциации /серии/ горных пород в разрезе. Этот термин имел у А.Г. Вернера и стратиграфический смысл. Понятие о формации в качестве стратиграфической единицы (примерно равной свите) сохранилось в США и ряде других стран. В России понятие формации употребляется как общегеологическая категория. Основы современного представления о формации (геоформации) как историко-генетической категории были заложены М. Бертраном в 1846 г. Им было показано на примере осадочных пород, обнажающихся в Альпах, что отрезки времени образования характерных толщ или формаций, например таких, как флиш или моласса, соответствуют определенным этапам развития геосинклиналей (флиш − доскладчатый этап, моласса − после начала складчатости и горообразования). Таким образом, М. Бертран сделал понятие формации стадийным, соответствующим определенной стадии тектонического развития, т.е. историческим.

Впоследствии этот подход был развит в трудах В.В. Белоусова, Н.Б. Вассоевича, В.Е. Хаина. В 1940 г. Н.Б. Вассоевич выразил мысль, что формация отражает не только определенную стадию развития, но и особенности этой стадии в применении к разным тектоническим условиям, таким образом, он добавил к стадийному принципу зональный. Несколько другой подход принят в трудах сторонников так называемого парагенетического направления (Н.С. Шатский, Н.П. Херасков, Н.А. Крылов и др.). Под формацией эти авторы понимают естественные комплексы (ассоциации) горных пород, отдельные части которых парагенетически связаны между собой как по горизонтали, так и по вертикали. Совместное нахождение, обусловленное образованием (парагенез), представляется единственным объективным критерием. Сторонники второго направления признают связь со структурами, этапами их развития, но эта связь, по их мнению, проявляется уже как результат субъективных суждений.

Формация, с точки зрения системно-структурного анализа, является сложной природной системой и занимает определенное место в ряду уровней организации материи между категориями «порода» и «литосфера Земли». Содержание понятия формации очень богато и его нельзя сводить к простой ассоциации пород. Во флише, например, наборы пород могут быть очень различными, но характер строения и способ образования, зависящие от структурногеоморфологических условий, будут одинаковы. Эти, главным образом, тектонические, условия и определяют облик флиша как формации.

По определению В.Е. Хаина, формация − это естественное и закономерное сочетание горных пород (осадочных, вулканогенных, интрузивных), связанных общностью условий образования и возникающих на определенных стадиях развития основных структурных зон земной коры. Автор данного определения показывает, что выделять категории формаций можно по разным признакам (литологическим, тектоническим, по обстановкам образования). Обобщающая классификация формаций по наиболее крупным геотектоническим элементам земнойоры и с учетом климатических условий составлена В.Е. Хаиным (таблица 1).

Для внутренних (эвгеосинклинальных) зон и межгорных прогибов геосинклинальных областей он выделяет на ранней (начальной) стадии их развития спилито-кератофировую формацию, на средней стадии − флишевую формацию с субформациями карбонатного, терригенного и туфогенного флиша; на поздней стадии развития − лагунную формацию (с подформациями соленосной и угленосной) и на заключительной стадии − наземно-вулканогенную (порфировую) формацию. Из числа этих формаций преимущественный интерес для образования сингенетичных или эпигенетичных залежей УВ и прогнозирования нефтегазоносности может представлять лагунная формация (в ее составе соль как покрышка), отчасти терригенный флиш (в его составе глинистые образования как фактор активной генерации углеводородов).

Для внешних (миогеосинклинальных) и краевых (передовых) прогибов В.Е. Хаин выделяет аспидную (сланцево-граувакковую) формацию на ранней стадии, известняковую геосинклинальную формацию с субформациями битуминозных известняков и барьерных рифов средней стадии. На поздней орогенной стадии выделяются нижняя молассовая формация с морской нефтеносной, паралической угленосной и лагунной соленосной субформациями и на заключительной стадии − верхняя молассовая формация обычно континентальных часто угленосных отложений в основном грубообломочного состава. Роль этих формаций в нефтегазоносности также неодинакова. Породы нижней молассы нефтеносны во многих районах, рифовой субформации − в определенных зонах, верхняя моласса также иногда нефтепродуктивна.

На устойчивых платформах на ранней стадии выделяется морская трансгрессивная терригенная формация, на средней − карбонатная платформенная (с субформациями гипсово-доломитовой и рифовой, а также битуминозных мергелей и глин). Для начала поздней стадии характерна морская регрессивная терригенная, которая затем сменяется верхней паралической угленосной (в аридном климате ей соответствует эвапоритово-красноцветная). Завершает ряд формация заключительной стадии красноцветно-континентальная (или покровно-ледниковая). Породы всех платформенных формаций имеют существенное значение для оценки нефтегазоносности, наибольшую же роль играют морская терригенная и карбонатная. На подвижных платформах широкое развитие получают лимнические часто угленосные, а в аридных условиях − карбонатнокрасноцветные формации с характерной эпигенетической нефтегазоносностью.

Участие карбонатных пород в различных геосинклинальных комплексах очень изменчиво. В некоторых геосинклинальных областях (Кавказ, Урал) известняки и доломиты слагают мощные толщи, в других случаях породы геосинклиналей совсем не содержат известняков (Верхоянье). Резкая изменчивость геосинклинальных отложений вкрест простирания структур часто сопровождается в приподнятых зонах размывом отдельных комплексов и наличием перерывов и несогласий между ними. В соседних же зонах прогибания эти же толщи могут залегать согласно и характеризоваться непрерывностью разреза. Это важно учитывать при выделении природных тел-вместилищ для нефти и газа, сингенетической и эпигенетической нефтегазоносности в них.

Это хорошо можно видеть в Дагестане, где принесенный с Русской платформы терригенный материал в тортонский век неогена способствовал образованию чистых кварцевых хорошо отсортированных песков с хорошей пористостью и проницаемостью. Вместе с тем, благодаря наличию в разрезе глинистых нефтематеринских пород значительной мощности они характеризуются в основном высокой сингенетической нефтегазоносностью.

Молассовые формации объединяют как осадочные комплексы орогенного этапа развития бывшей геосинклинали, так и осадочные комплексы в пределах эпиплатформенных орогенов. По своему составу они имеют много общего. Наиболее характерные части их, имеющие терригенный состав, сложены преимущественно песчаными и конгломератовыми разностями. Обычно эти толщи, называемые молассами, включают морские и континентальные осадки. Для молассовых отложений типичен полимиктовый состав и за исключением отдельных зон (донных течений и др.) относительно слабая отсортированность материала. С молассами, особенно верхними, в основе своей эпигенетически нефтегазоносными, парагенетически связаны разнообразные лагунные и прибрежно-морские отложения полузамкнутых водоемов. Среди них отмечаются карбонатные и галогенные породы, образовавшиеся в условиях минимального привноса обломочного материла и играющие роль флюидоупоров. Существенной частью многих молассовых комплексов являются продукты наземных вулканических извержений.

В основании орогенных формаций в пределах эпиплатформенных орогенов, также как и чехла молодых платформ, нередко можно встретить коры выветривания. В зависимости от того, в какой геотектонической зоне будет располагаться рассматриваемый нефтегазоносный бассейн, строение его чехла будет характеризоваться тем или иным набором потенциально нефтегазоносных формаций. Терригенные породы внутренних впадин древних платформ характеризуются преимущественно кварцевым составом с весьма малым, подчиненным содержанием полевых шпатов и других минералов и обломков пород. Обычно здесь развиты кварцевые и олигомиктовые разности, мелко- и среднезернистые, хорошей и средней отсортированности, чередующиеся с нефтегазоматеринскими глинами.

Так, в районах Волго-Уральской провинции нефтеносными являются породы нижней терригенной формации средне-верхнедевонского возраста. Она отличается небольшой мощностью, но имеет широкое площадное распространение. Здесь в составе девонских продуктивных горизонтов (ДО-Д4) отмечается высокое содержание кварца (98%), резко подчиненное – полевых шпатов и наиболее устойчивых акцессорных минералов − граната, циркона, турмалина, рутила. Это связано с длительным и неоднократным переотложением местного материала, высока и степень его отсортированности. Очень близким является минералогический состав и терригенной толщи пермокарбона − верхней терригенной формации. На Башкирском своде количество кварца уже уменьшается: сказывается соседство Урала с привносом продуктов разрушения зеленосланцевых пород. Следует отметить повсеместно доминирующий здесь сингенетично нефтегазоносный тип терригенных формаций девона и нижнего карбона.

В НГБ краевых частей древних и молодых платформ характер нефтегазоносности несколько иной. В юрской нефтеносной толще Эмбенского района наряду с кварцем в значительном количестве присутствуют полевые шпаты. В тяжелой фракции преобладают циркон, турмалин, рутил. В некоторых районах Западной Сибири среди зерен много обломков пород. В Предкавказье на платформенном борту Азово-Кубанского и Среднекаспийского осадочного бассейнов в сингенетично-нефтегазоносных толщах содержится кварца до 70%; в олигоценовых хадумских отложениях – кварца не более 56%, до 20% приходится на долю полевых шпатов, встречаются разности полимиктового состава (рис. 14).

В разрезах геосинклинальной части бассейнов содержание кварца уменьшается до 50% (меловые породы, майкопская серия), увеличивается роль полевых шпатов (25-30%). Основными типами здесь являются олигомиктовые, полимиктовые, нередко аркозовые разности. В зонах устойчивых однятий, содержащих сингенетические залежи нефти и газа, отсортированность обломочного материала является высокой.

В бассейнах внутрискладчатого типа (Южно-Каспийский) в терригенных сингенетично нефтегазоносных породах на первое место выходят полевые шпаты, а затем кварц. Исключением является плиоценовая эпигенетично продуктивная толща Апшерона преимущественно кварцевого состава, образовавшаяся за счет сноса материала с Русской платформы.

Очень пестрый материал в межгорных впадинах (например Ферганской), здесь в составе сингенетично нефтегазоносных пород обломки всего, что разрушалось в окружающих горах. Преобладают полевые шпаты и обломки пород. По гранулометрическому составу материал часто весьма разнороден, что связано с накоплением его в выносах бурных потоков. Отсортированность материала большей частью невысокая.

При характеристике формаций важна возможность их практического использования (соленосные, угленосные формации). Различные аспекты изучения и подходы к выделению формаций могут с полным основанием рассматриваться как разные стадии познания (или познания их свойств на разных этапах развития). Одним из важнейших свойств является нефтегазоносность. Нефтегазоносные комплексы по-разному соотносятся с осадочными (и некоторыми другими) формациями. Эти комплексы иногда могут полностью совпадать с формациями, являясь их частями или, даже охватывать несколько формаций (одна – материнская, другая – коллекторская, третья – экранирующая).

Платформенные морские терригенные формации представляют широкие и протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе характер весьма уплощенных линз мощностью в десятки и сотни метров. По блокам эти полосы окаймляются преимущественно континентальными отложениями, развитыми в пределах древних поднятий, или глинистыми и глинисто-карбонатными – в пределах депрессий. Внутри линзы ритмично чередуются песчаники, алевролиты и аргиллиты, иногда известняки. В нижней части комплекса состав песчаников более грубозернистый, в верхней части материал более мелкозернистый, преобладающими здесь являются алевролиты. Такие комплексы подробно охарактеризованы Н.А. Крыловым, А.К. Мальцевой, М.Я. Рудкевичем и другими исследователями. По данным Н.А. Крылова и А.К. Мальцевой, песчаники таких комплексов на древних платформах в основном кварцевые, зернистость и степень отсортированности их различны, наилучшие они в зонах перемывов.

Глинистое вещество аргиллитов и всех типов алевролитов представлено в основном гидрослюдой и каолинитом. В цементе обломочных пород, кроме глинистого материала, значительную долю составляют также карбонаты и железистые образования. Примером подобных толщ могут служить эйфельсконижнефранские отложения Волго-Уральского региона. Они содержат целый ряд нефтеносных песчано-алевритовых пластов, являющихся основными продуктивными горизонтами на многих месторождениях Урало-Поволжья (пласты Д5, Д4, ДЗ, Д2, Д1, ДО, Д-К). Сравнительно однородный минеральный состав и хорошая отсортированность обеспечивают хорошие физические свойства нефтеносных пород (пористость 19-21%, проницаемость 400-500 мД). С рассматриваемым комплексом связаны гигантские Ромашкинское, Шкаповское, Белебеевское и др. месторождения. Основные залежи приурочены к пластам Д1 и ДО пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса. Фильтрационноемкостные свойства песчаных горизонтов весьма высокие. Проницаемость достигает 1,5-2 Дарси, открытая пористость на Газлинском месторождении Туранской плиты – 20-32%.

Глауконитовые формации эпипалеозойских плит развиты в северном и южном полушариях. Они являются, в частности, нефтегазоносными в бассейнах Австралии. С континента они, по-видимому, протягиваются в пределы шельфов под воды океанов.

Основные типы терригенных комплексов. Терригенные комплексы нефтегазоносны на древних и молодых платформах, в краевых прогибах, межгорных впадинах и на континентальных окраинах. Песчано-глинистые комплексы морского относительно мелководного генезиса (в основном, шельфовые отложения) представлены толщами в десятки, редко сотни метров, сложенными чередованием песчаников, алевролитов и глин. Примерами подобных толщ могут служить эйфельско-нижнефранские отложения Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов, неокомские породы Среднего Приобья в Западной Сибири и др. Эти комплексы распространены на широком пространстве, и в фациальном отношении они неоднородны, сменяясь в краевых частях прибрежноморскими мелководными, лагунными и дельтовыми образованиями, а в более глубоководной – терригенно-карбонатными отложениями.

А.К. Мальцева и Н.А. Крылов отмечают, что песчано-глинистые комплексы на древних платформах обычно располагаются в низах крупных тектоноседиментационных циклов. Многие пласты хорошо выдержаны по простиранию. Сравнительно однородный минеральный состав хорошо отсортированных песчано-алевритовых пород обеспечивает высокие физические свойства нефтеносных пород.

Для мезозойско-кайнозойских окраин древних и молодых платформ характерны песчаные полевошпатово-кварцевые толщи, породы которых содержат в заметном количестве глауконит. Эти комплексы шельфового образования имеют очень широкое площадное развитие и переходят с края молодых платформ в пределы предгорных (краевых) прогибов. Примером в этом отношении является нижнемеловой терригенный комплекс Предкавказья, к которому приуроченобольшое количество сингенетичных нефтяных и газовых месторождений. К подобному комплексу относится и крупное Газлинское газоконденсатное месторождение на Туранской плите. В верхней части песчано-глауконитового комплекса, как правило, залегает мощная глинистая пачка, играющая роль регионального флюидоупора.

В предгорных краевых прогибах этот комплекс нередко тесно ассоциируется с нижней молассой − характерной орогенной формацией, очень важной в нефтегазоносном отношении. На Евроазиатском континенте от Пиреней до Дальнего Востока все молодые предгорные прогибы выполнены этими молассами. Обычно они отделяются мощным нефтегазопроизводящим глинистым разделом от нижележащих комплексов; это менилитовые слои Карпат, майкопская серия Предкавказья, свита офисина венесуэльской части Предандийского прогиба и другие аналогичные толщи. Вышележащая моласса образует известные крупные нефтеносные комплексы: среднемиоценовая толща Восточного Предкавказья, продуктивная толща Апшерона, красноцветы Закаспия и др. Песчано-алевритовый состав, большая мощность (до нескольких тысяч метров) и значительные перепады мощностей вкрест простирания основных структур составляют характерные черты молассовых толщ.

Генетические типы отложений различны. В разрезах встречаются и дельтовые породы с косой слоистостью и склоновые отложения скоростных потоков и озерные толщи. Литолого-минералогическая характеристика типов пород чрезвычайно различается в зависимости от источников сноса и способа отложения. При поступлении отсортированного материала с платформ, хорошей их промытости, при быстром переносе формируются пласты песчаников с высокими физическими свойствами. Нередки в составе также известняки-ракушняки с высокой степенью пустотности.

Песчано-глинистые угленосные и субугленосные комплексы широко развиты на молодых платформах и в меньшей степени на древних. К числу таких характерных комплексов относятся мелководно-шельфовые, в т.ч. рукавообразно-дельтовые, нижнекаменноугольные отложения Русской плиты (рис. 15), близкие по условиям залегания нижнесреднеюрские породы Предкавказья, Западной Сибири и Туранской плиты. Комплексы сложены песчаными и глинисто-алевритовыми породами, содержащими огромное количество мелкодетритового рассеянного органического вещества в углистой форме. Здесь же может находиться и концентрированное вещество в виде углей, а также субвулканические тела.

Преимущественно гумусовый состав органического вещества определяет широкие масштабы газоносности этих комплексов, не исключая, конечно, и их нефтеносности. Полифациальность и резкая литологическая изменчивость комплексов обусловливают сложные формы тел природных резервуаров и резкие изменения свойств пород. Здесь распространены прибрежно-морские, лагунные, дельтово-аллювиальные, озерные и другие комплексы фаций. Среди этих толщ наибольшим распространением пользуются природные резервуары третьей группы со сложным литологическим ограничением. Мощности субугленосных комплексов на молодых платформах велики и достигают 2-2,5 км.

Помимо участия в плитных формациях субугленосные комплексы выполняют грабены в нижних частях разреза платформ и впадины погребенных орогенов, т.е. выделяются в качестве так называемых переходных комплексов. В связи с резкой изменчивостью, невыдержанностью песчаных пачек, отсутствием выдержанных глинистых разделов субугленосные комплексы редко содержат крупные скопления углеводородов, но благодаря огромному количеству образующихся в них газов они насыщают вышележащие толщи. Характерен пример гигантского газового месторождения Гронинген в Голландии, которое находится в красноцветах нижней перми, а образовано за счет миграции углеводородов из подстилающих угленосных газоматеринских пород карбона.

Красноцветные (или пестроцветные) терригенные комплексы относятся по генезису к континентальным и отражают аридные засушливые условия. В вертикальных формационных рядах чехлов платформ красноцветные комплексы отвечают обычно заключительным этапам крупных циклов. Типичным примером красноцветной песчано-глинистой платформенной толщи может служить нижнепермская формация ротлигендса («красный лежень») на Западно-Европейской платформе, которая является одним из основных нефтегазоносных комплексов в Голландии и бассейне Северного моря. По существу, это отложения пустынь − погребенные дюны и барханы, что видно по характеру обломочных зерен, цементу на их поверхности. Примером типичного пестроцветного комплекса является титон-неокомская терригенная толща в Амударьинской синеклизе на Туранской плите.

Красноцветные терригенные толщи являются также характерным комплексом переходных (доплитных) тел в грабенах фундамента древних платформ. Пестроцветные комплексы, подобно угленосным и субугленосным, чаще всего полифациальны, и в них формируются природные резервуары литологически ограниченного типа, однако встречаются и массивные разновидности.

Нефтегазосодержащие породы с наилучшими свойствами связаны с телами эолового и прибрежно-морского дюнного образования. Широкое развитие, особенно в бассейнах Китая (Ордосском, Сунляо и в смежных с сушей бассейнах шельфа и др.), имеют эпиконтинентальные толщи лагунно-озерного происхождения, сменяющиеся морскими на шельфах. Развитые здесь тела песчаных баров, дельт и подводных конусов, формировавшихся на склонах крупных озер и морских шельфов, являются прекрасными природными резервуарами.

Терригенные комплексы континентальных окраин и смежных шельфов приобретают все большее значение. Они развиты также в переходных зонах от континентальной к океанической коре. В настоящее время основное значение имеют два вида комплексов − дельтовые, выдвинутые в океан или окраинные моря, и аккумулятивные – на крутых ступенчатых склонах типа бордерлендов. Крупные дельтовые тела известны на пассивных окраинах; образовавшие их речные артерии приурочены к зонам разломов, поперечных к краю континента. Наиболее типичными и хорошо изученными являются дельты р. Нигер на западе Африки, р. Маккензи на северном побережье Канады и р. Миссисипи в Мексиканском заливе. Наиболее крупной, в основном, подводной, является объединенная дельта p.p. Ганг и Брахмапутра в Бенгальском заливе.

Размеры дельт, которые часто протягиваются от устья реки до подножья континентального склона, составляют сотни км, а у Ганга-Брахмапутры – даже тысячи. Мощность отложений достигает 8-10 км и более. Формирование дельт началось в конце мезозоя и продолжается до настоящего времени. При накоплении материала и наращивании дельт в сторону океана (т.н. процесс проградации) образуются крупные наклоненные от континента тела линзовидной формы, выклинивающиеся как в сторону суши, так и акватории (рис. 16).

Крупные песчано-алевритовые пачки разделены глинами. Отдельно выступающие рукава дельт (как в случае р. Миссисипи) образуют в плане рукавообразные, а в поперечном разрезе – линзовидные тела (рис. 17). По периферии дельт на мелководье приливно-отливные движения воды формируют из выносимого материала валообразные вытянутые тела – бары (рис. 18). Состав отложений различен и изменяется в зависимости от удаленности от берега. Песчаники, в основном полимиктовые, но неоднократный перемыв способствует формированию в целом хороших коллекторских свойств с высокой пористостью; выносимый вместе с обломочным органический материал существенно влияет на повышение генерационных способностей отложений.

Типы природных резервуаров различные, наряду с пластовыми присутствуют выклинивающиеся и линзовидные тела. Многие крупные месторождения в более древних отложениях также связаны с дельтовыми образованиями на окраинах континентов, к ним можно отнести, в частности, месторождения Узень и Жетыбай в юрском комплексе на Мангышлаке. Выше уже упоминалось, что отдельные части предгорных моласс также имеют дельтовое происхождение.

Основные типы карбонатных комплексов и природных резервуаров. Основными минералами карбонатных толщ являются кальцит и доломит. Но, несмотря на такую минералогическую бедность, текстурно-структурное разнообразие карбонатных пород бесконечно велико. В связи с этим карбонатные толщи резко различаются по своим свойствам, характеру пустотного пространства и, следовательно, продуктивным качествам. Классификация карбонатных пород является трудной задачей, поэтому различие между комплексами также можно произвести только в общем виде.

Некоторые виды комплексов заключают в себе наиболее крупные и даже уникальные скопления углеводородов (особенно в районе Персидского залива). Это, прежде всего, относится к рифогенным известнякам, образующим выпуклые тела, которые носят общее название биогермы. Состав рифостроителей, т.е. организмов, скелеты которых образуют биогермы, весьма разнообразен. Это коралловые полипы, мшанки, различные двустворки, фораминиферы и т.д. Биогермы пластовой формы бывают образованы скоплениями карбонатного материала, который образовался в местах массового расселения некоторых видов водорослей. Такие тела называют строматолитами. Некоторые карбонатные породы имеют хемогенное или биохемогенное происхождение и образуют резервуары особого типа. К ним относятся, прежде всего, оолитовые и онколитовые известняки. Некоторые слоистые или массивные известняки имеют пелитоморфную или скрытокристаллическую структуру. Детальные исследования показывают, что они тоже имеют биогенную природу и сложены микроскопическими (несколько микрон) фрагментами раковинок планктонных водорослей − кокколитофорид.

Карбонатные породы в большей мере, чем другие типы, подвержены различным вторичным преобразованиям, которые в корне меняют их физические свойства, а иногда и состав (процессы доломитизации). В этом состоит сложность выделения природных резервуаров, так как одна и та же порода в одних условиях совершено не может рассматриваться как резервуар, а в других приобретает очень высокие свойства. Прежде всего, это относится к пелитоморфным известнякам и мергелям, которые сильно подвержены трещиноватости, которая совершенно изменяет все их физические свойства.

В связи с отмеченным выше может быть несколько искусственно подразделять карбонатные толщи на следующие нефтегазоносные комплексы, отражающие также типы природных резервуаров: рифогенные, пластовые, массивно-трещиноватые. Среди карбонатных комплексов наиболее крупные скопления углеводородов приурочены к тем из них, которые содержат рифогенные тела. Внутреннее строение рифовых массивов сложное, и они не целиком слагают весь рифогенный комплекс. Есть карбонатные и глинисто-карбонатные литофации, разделяющие рифовые массивы. Слои имеют сравнительно скромную мощность − это так называемые депрессионные фации. Сами рифовые тела резко выделяются в рельефе поверхности комплекса. Относительное превышение вершин массивов может достигать 1 − 2 км.

В целом риф является резервуаром массивного типа, но внутри его различаются отличные друг от друга зоны. Это, прежде всего, ядро рифового массива, его склоны: они сложены скелетными остатками разных организмов. Кроме того, выделяется так называемый обломочный шлейф в нижней части склона, образованный при разрушении рифа абразией и т.п. Породы во всех этих частях имеют различную структуру и свойства. Кроме того, в рифах выделяются субгоризонтально протяженные зоны и горизонты, в которых породы выщелочены при выходе рифа выше уровня моря. Это горизонты развития так называемых «ситчатых» известняков с очень высокой пустотностью. Из этих зон получают особенно высокие дебиты нефти − до нескольких сотен тонн в сутки. Такие дебиты известны в ряде месторождений Ближнего Востока и Мексики.

По форме рифы представляют более или менее изометрические куполовидные или с несколькими куполами на одном основании, вытянутые или кольцевые тела типа атоллов. Размеры массивов могут быть очень крупные. Рифовый массив каменноугольно-нижнепермского возраста газоконденсатного месторождения Карачаганак в Прикаспийской впадине превышает по длине 10 км, в ширину – до 4 км, в высоту – около 185 м. Крупный кольцевой риф того же возраста в Западном Казахстане, с которым связано гигантское месторождение нефти Тенгиз, в поперечнике превышает 20 км. Верхнедевонский рифовый массив Ледюк в Западно-Канадской провинции с приуроченным к нему гигантским нефтяным месторождением имеет размеры 40×20 км при высоте рифового тела около 300 м. Рифовые тела, образуя протяженные зоны (до 200 км и более), нередко сидят по краям так называемых «карбонатных платформ» − мощных моноклинальнозалегающих толщ. Вместе с рифами они могут образовывать единые крупные массивные резервуары. В составе этого же комплекса выделяются банково-рифовые фации, близкие по генезису к рифовым массивам. Эти фации характеризуются узко зональным полосовидным распространением, и с ними связаны соответственно литологически ограниченные резервуары, развитые по бортам крупных впадин.

Пластовые резервуары в карбонатных толщах более редки, но в некоторых
случаях они обладают очень высокими качествами. Прежде всего, это пласты
оолитовых известняков, которые по структурно-текстурным особенностям очень
сходны с обломочными породами, однако по вторичным изменениям различные.
Комплексы, сложенные массивными известняками, образуют природные
резервуары преимущественно в зонах развития тектонической или литологиче-
ской трещиноватости или в участках развития кавернозности (чаще всего в до-
ломитах и доломитизированных известняках). Свод крупной складки в массив-
ных известняках, нарушенных трещинами, образует массивный резервуар. От-
дельные небольшие зоны трещиноватости и кавернозности обеспечивают воз-
никновение литологически ограниченных резервуаров. Переходную роль игра-
ют терригенно-карбонатные или глинисто-карбонатные комплексы с резервуа-
рами сложного вида. При послойном изменении свойств вследствии общей сис-
темы трещиноватости в этих толщах образуются массивные резервуары слож-
ного литологического состава.

Нетрадиционные комплексы. К числу комплексов, нефтегазоносность которых мала по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими и другими породами. Их можно разделить на две группы. В глинистых и биогенных кремнистых толщах нефтеносность в большинстве случаев сингенетична. Природные резервуары разнообразной прихотливой формы возникают в них в процессе катагенеза, и само возникновение или увеличение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой минеральной матрицы породы. Не вдаваясь в детали, можно сказать, что в глинистых породах вследствие трансформации глинистых минералов, выделения связанной воды, генерации из органического вещества жидких продуктов и газов на определенной глубине возникают зоны разуплотнения. Какой-то участок породы вследствие роста внутреннего давления пронизывается системой трещин, и возникает природный резервуар, ограниченный со всех сторон менее измененными породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское и др. нефтяные месторождения), в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское и Северо-Ставропольское газовые месторождения).

Несколько по-иному происходят процессы в кремнистых толщах биогенного происхождения. На первых этапах «ажурная» структура створок диатомитовых водорослей и других организмов создает возможность существования природных резервуаров. В последующем в кремнистых толщах при повышенном содержании сапропелевого органического вещества протекают процессы, сходные с процессами в глинистых толщах. Образующиеся углеводороды занимают пустоты в возникшей к этому времени глобулярной структуре минерального скелета. При дальнейшем усилении катагенеза происходит растрескивание, и связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типов. На шельфе Калифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является сингенетичное нефтяное месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Сахалине также открыто два месторождения в таких толщах. Сходным образом возникают природные резервуары в глинисто-карбонатных богатых органическим веществом так называемых доманикоидных толщах верхнедевонского возраста.

Что касается вулканогенных пород, то резервуары в них приурочены к туфам и другим разностям, пустотность которых связана с выходом газов из лавового материала или вторичным выщелачиванием. Нефтеносность их всегда эпигенетична. Регионально нефтеносным является, например, осадочно-туфогенный вулканогенный комплекс эоценового возраста Восточной Грузии и Западного Азербайджана. Здесь открыто несколько месторождений, в том числе наиболее крупное Самгори. Примером преимущественно газоносного эффузивного комплекса может служить формация «зеленых туфов» палеогенового возраста в Японии. Здесь резервуар массивного типа образован измененными туфами и лавами риолитов.

В составе фундамента нефтегазоносность бывает связана с метаморфическими и интрузивными породами. Большей частью природные резервуары в них возникают за счет выветривания, проработки гидротермальными растворами и других вторичных изменений. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-метаморфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. Притоки нефти и газа из кристаллических пород бывают весьма значительны. На площади Оймаша на Южном Мангышлаке отмечены значительные притоки нефти и газа из зоны вторично измененных гранитов. Природный резервуар здесь образовался за счет выщелачивания, дезинтеграции и образования гранитной дресвы. Процессы выветривания и тектонического дробления создают в кристаллических породах локальные резервуары, ограниченные плотными менее измененными породами. Рассмотренная выше характеристика нефтегазоносных комплексов, являющаяся основой типизации входящих в них природных резервуаров, позволяет по соотношению пород коллекторов с ограничивающими их плохо проницаемыми породами выделить, как было предложено ранее И.О. Бродом и Н.А. Еременко (1956), пластовый, массивный и литологически ограниченный неправильной (в частном случае линзовидной) формы.

Пластовый резервуар, являющийся наиболее распространенным, характеризуется сравнительно однородным коллектором, ограниченным на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Мощность его более или менее выдержана повсюду в области распространения, хотя на тех или иных локальных участках он может выклиниваться. Изменение состава и свойств коллекторов в пластовых резервуарах обычно происходит постепенно. Иногда он может быть представлен тонким переслаиванием пород, причем плохо проницаемые маломощные разделы могут выклиниваться. Пластовый природный резервуар обычно представляет единую гидродинамическую систему. Наиболее характерное движение флюидов – боковое по пласту.

Массивный резервуар представлен мощной толщей проницаемых пород, перекрытой сверху и ограниченной с боков плохо проницаемыми породами. Обычно такой резервуар приурочен к какому-либо крупному структурному, эрозионному или биогенному выступу. Коллекторы, слагающие природный резервуар, могут быть однородными и неоднородными. По составу это могут быть как осадочные, так и метаморфические и изверженные породы. Такой резервуар может состоять из коллекторов, относящихся к разновозрастным толщам, даже разделенных перерывами. На месторождении Панхэндл-Хьюготон в США газоносный резервуар образован грубозернистыми песками, конгломератами и валунами допенсильванского (верхнекарбонового) возраста, трещиноватыми известняками пенсильванского возраста и доломитами ранней нижней (рис. 19). На газовом месторождении Лак (Франция) коллектор, содержащий залежь, включает 600-метровую толщу карбонатных пород и песчаников неокомского и верхнеюрского возраста. Весь резервуар может быть поделен на зоны с различной пористостью и проницаемостью. Боковое движение флюидов в массивных резервуарах не происходит в таких больших масштабах, как в пластовых, и вполне соизмеримо с вертикальным. Иногда массивные резервуары имеют непосредственную связь с пластовыми.

Литологически ограниченный резервуар неправильной формы, кроме линз песчаников в глинах, включает все участки повышенной пористости и проницаемости, которые могут возникать в различных породах по разным причинам (зоны дробления, выщелачивания и т.п.). На месторождении Мурадханлы в Азербайджане на глубине свыше 3000 м в стометровом интервале разреза встречена залежь нефти в андезитах, базальтах и туфах верхнего мела. Выделено четыре зоны выщелоченных и трещиноватых эффузивных пород, содержащих нефть и являющихся примером ограниченных локальных резервуаров. Этот тип резервуара является замкнутой изолированной системой с ограниченной циркуляцией флюидов.

Форма, размер и пористость пород резервуара характеризуют его вместимость. Они определяют его энергетический запас. У пластовых резервуаров он, как правило, наибольший, так как флюиды, создающие напор, подтекают с огромной площади.

Природные резервуары в пределах нефтегазоносных бассейнов различаются также по степени непрерывности своего развития. По этому признаку можно выделить следующие их разновидности:

  1. Общебассейновые, выдержанные по всей площади бассейна. Чаще всего это пластовые резервуары.
  2. Зональные, приуроченные лишь к отдельным частям бассейна и определенным структурным или фациальным зонам. Наиболее характерным примером являются зоны рифовых массивов.
  3. Локальные резервуары, сложенные коллекторами ограниченного развития в пределах локальных структурных элементов; это верхние выветрелые зоны интрузий, кэпрок и соляных куполов и пр.

Различным формациям часто свойственны различные по характеру природные резервуары. В мощных карбонатных толщах часто образуются массивные резервуары в структурных выступах (верхнемеловые известняки на Северном Кавказе, палеогеновые известняки свиты «асмари» на Ближнем Востоке). К субформации рифов также приурочены массивные резервуары в биогенных или эрозионно-биогенных выступах (пермские рифовые массивы Предуралья). К терригенным (молассовым и другим) формациям чаще всего приурочены пластовые резервуары.

На облик резервуара оказывает влияние фациальная ландшафтная обстановка. В зонах развития песчаных кос, береговых валов (баров) в мелководной части моря или в области распространения дюн на берегу образуются резервуары линзовидной формы. Таким примером является залежь Барбенк в Оклахоме, приуроченная к островерхому бару в пенсильванских отложениях. К такому же типу резервуара относится ископаемый бар Барбенк (Оклахома, США). Его схематический поперечный разрез представлен на рис. 20. Песчаные бары иногда образуют вытянутые на сотни километров зоны, с которыми связаны десятки месторождений нефти и газа.

Формирование крупных резервуаров связано с дюнами. В британском секторе Северного моря основными резервуарами газовых месторождений являются песчаники эоловых дюн («барханов»), образовавшихся в пустыне раннепермского времени (свита ротлигендс − «красный лежень»). Мощность песка в них достигает 200 м. Он состоит из хорошо отсортированных округлых зерен с гематит-глинистым и ангидрит-доломитовым цементом.

Среди других примеров влияния фациальных условий можно привести так называемые рукавообразные («шнурковые») залежи в аллювии погребенных речных долин, типичной из которых является Ширванская залежь в песках погребенного русла реки в майкопской толще Краснодарского края. Подобные примеры можно привести и по другим районам.

На рис. 21 показано, как сохранились аллювиальные отложения раннекаменноугольного времени и нефтяные месторождения в них в эрозионных врезах, приуроченные к поверхности карбонатов ордовика на месторождении Эльдорадо, США. Эти песчаные тела являются резервуарами и определяют места скопления нефти. Во всех этих случаях литологический и палеогеографический факторы имеют первостепенное значение для образования природного резервуара.


Буду благодарен, если Вы поделитесь этой статьей в социальных сетях:

ЛЕКЦИЯ 2 НЕФТЕГАЗОВАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ МЕГАСИСТЕМА, ОСНОВНЫЕ СИСТЕМООБРАЗУЮЩИЕ ЕЕ ЭЛЕМЕНТЫ.

В природе все категории скоплений УВ (залежи, месторождения, зоны НГН, НГО и т.д.) теснейшим образом взаимосвязаны и находятся в определенных структурных соотношениях и генетических взаимосвязях. Залежи представляют собой одну из составляющих частей месторождений, последние соответственно – зон нефтегазонакопления, которые, в свою очередь, входят в состав определенных НГО, приуроченных к различным типам региональных геоструктурных элементов.

Совокупность НГО в пределах отдельных целостных геологических провинций образует НГП. Последние объединяются: в складчатых областях – в нефтегазоносные пояса, а на платформах – в ассоциацию НГП.

Чтобы познать закономерности формирования, развития и размещения в разрезе и в пространстве всех перечисленных выше нефтегазоносных объектов и на этой основе выработать оптимальные направления их поисков и разведки, необходимо каждый из них рассматривать как часть целостной естественно-исторической системы, выделяемой под названием нефтегазовой геологической мегасистемы.

По определению А.А. Бакирова, это целостная совокупность множества взаимосвязанных ассоциаций нефтегазоносных формаций и входящих в их состав регионально нефтегазоносных комплексов, а также геоструктурных, литологических и стратиграфических элементов, контролирующих формирование НГП, НГО, зон НГН и локальных скоплений нефти и газа, находящихся в определенных соотношениях друг с другом и объединенных структурными и пространственно-временными генетическими взаимосвязями.



Т.О. нефтегазовая геологическая мегасистема представляет собой целостное множество взаимосвязанных элементов, находящихся в определенных структурных и генетических соподчинениях и связях между собой и окружающей средой.

В ходе геологической истории она изменяется на определенных этапах развития тектогенеза, претерпевая структурные перестройки и усложнения, переходя из одного качественного состояния в другое.

Одна из основных задач системных исследований – воссоздание (реконструкция) этой сложной системы и составляющих ее элементов в целостной теоретической модели.

Основными системообразующими элементами нефтегазовой геологической мегасистемы являются взаимосвязанные в пространстве и во времени:

1. Система нефтегазоносных формаций . В составе нефтегазоносных формаций выделяются регионально нефтегазоносные комплексы, состоящие из нефтегазогенерирующих толщ, пород коллекторов и флюидоупоров.

2. Система геоструктурных элементов, объединяющихся по иерархическому принципу соподчиненности в определенные группы, а также литологических и стратиграфических объектов, контролирующих нефтегазонакопление.

3. Система скоплений УВ в пределах регионально нефтегазоносных территорий (областей, провинций и поясов), зон нефтегазонакопления, локальных скоплений УВ (залежи, месторождения), выделяемых с учетом структурных соотношений, иерархической соподчиненности и генетических особенностей формирования и развития во времени и в пространстве. (Рисунок).

Общепризнанного определения понятия нефтегазоносной формации не имеется. А.А.Бакировым было рекомендовано к нефтегазоносным формациям (НГФ) относить естественноисторическую ассоциацию горных пород, генетически связанных между собой во времени (геологическом) и пространстве палеотектоническими и фациальными (физико-географическими и геохимическими) условиями образования, благоприятными для возникновения и развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Латерально НГФ могут распространяться на сотни, а иногда тысячи километров, охва-тывая нередко территории нескольких крупных геоструктурных элементов. Мощность их в разрезе литосферы колеблется от сотен до тысяч метров.

НГФ может охватывать одно или несколько крупных литолого-стратиграфических подразделений. НГФ, близкие по вещественному составу, палеогеографическим и палеотектоническим условиям образования, могут быть объединены в вертикальные и латеральные ряды.

Преимущественно они могут быть сложены из одной литологической разности пород или же представлять собой толщу чередующихся пород различного литологического состава.

Основные типы нефтегазоносных формаций

По тектоническому режиму нефтегазоносные формации подразделяются на три группы: НГФ платформенных, геосинклинальных и переходных территорий.

В составе каждой группы выделяются субформации в зависимости от приуроченности к различным тектоническим элементам первого порядка, от палеогеографических условий их накопления, преобладающего литологического состава и тектонического режима крупного структурного элемента, где развита данная нефтегазоносная формация, а также от характера содержащихся в них УВ – преимущественно в жидком или газообразном фазовом состоянии.

Типы НГФ подразделяются в зависимости от палеогеографических условий образования и литологии пластов. По палеогеографическим условиям образования выделяются морские, прибрежно-морские, прибрежные, лагунные, континентальные и смешанные нефтегазоносные формации; по литологическому составу – преимущественно терригенные или карбонатные, карбонатно-терригенные, рифогенные, карбонатно-сульфатные, карбонатно-галогенные, терригенно-угленосные, терригенные сероцветные, молассовые, флишевые нефтегазоносные формации, глинистые (типа баженовской и майкопской свит).

Нефтегазоносные формации могут быть сложены преимущественно одной литологической разностью пород, например карбонатными или глинистыми породами, или же толщей чередующихся пород различного литологического состава, например терригенных и карбонатных.

Региональные нефтегазоносные комплексы и составные их части

Нефтегазоносные формации содержат скопления нефти и газа в разрезе и латерально не повсюду. В их составе выделяются определенные литологические комплексы, отличающиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий, охватывающих, как правило, несколько крупных геоструктурных элементов. Если в целостной нефтегазовой геологической мегасистеме каждого региона объектом территориального прогноза являются нефтегазоносные области и зоны нефтегазонакопления, а также составляющие их местоскопления и залежи, то объектом прогноза нефтегазоносности разреза литосферы являются регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК).

Рассматривая закономерности размещения скоплений УВ в литосфере, А.А.Бакиров предложил выделить регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК), представляющие собой определенные литолого-стратиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции .

В литологическом отношении РНГК могут быть сложены различными породами: тер-ригенными, карбонатными и смешанными. B фациальном отношении они могут быть морского, прибрежного, лагунного и даже континентального происхождения. Общей объединяющей, а следовательно, и диагностической их особенностью является накопление в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания рассматриваемой части бассейна седиментации.

В разрезе нефтегазоносных формаций обычно встречается несколько РНГК, разделенных толщей флюидоупоров. При этом большая их часть является сингенетичной по отношению к вмещающим их стратиграфическим подразделениям. Сказанное подтверждает одно из основных положений теории биогенного происхождения нефти о периодичности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления и тесной генетической связи их с цикличностью литогенеза и тектогенеза.

Э.А.Бакиров предложил классификацию нефтегазосодержащих отложений, которые в зависимости от площади распространения скоплений нефти и газа подразделяются на комплексы: региональные (РНГК), субрегиональные, зональные и локальные.

Региональные нефтегазоносные комплексы обычно развиты в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части. Субрегиональные комплексы пород содержат скопления нефти и газа в одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Зональные комплексы – отложения, продуктивные в пределах района или зоны нефтегазонакопления. Локальные комплексы – толщи пород, продуктивные лишь в пределах одиночных местоскоплений.

В составе РНГК, как правило, выделяются: нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи, коллекторы и флюидоупоры (покрышки). Сочетание этих толщ в РНГК может быть различно. В одних случаях выделяются все три толщи, а в других одна толща выполняет две функции. Например, баженовская свита, являющаяся нефтепродуцирующей и нефтесодержащей, и тогда РНГК состоит из двух толщ пород.

Иногда в разрезе отложений наблюдается частое чередование пород-коллекторов и слабопроницаемых пород (покрышек). В ряде случаев породы-коллекторы заключены в слабопроницаемые породы, которые на определенных этапах развития были нефтепродуцирующими, а затем стали выполнять роль покрышек. Высокое содержание органики, благоприятные геохимические и палеотектонические условия вызвали процессы генерации нефти, которая накапливалась в микротрещинах и по плоскости наслоения.

Нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи. Распределение зон нефтегазонакопления, их масштабы, физический и химический состав приуроченных к ним УВ в значительной степени определяются особенностями формирования отложений, в которых происходит накопление ОВ (потенциально нефтегазоматеринских отложений), и условиями, при которых они становятся нефте- и газопродуцирующими.

Правильно рассматривать в качестве нефте- и газоматеринской не какую-либо толщу сравнительно однородных образований, а целый литолого-фациальный комплекс отложений, в строении которых могут участвовать породы различного литологического состава.

При всем разнообразии состава и литолого-фациальных условий накопления нефтега-зоматеринских отложений общими объединяющими диагностическими их особенностями являются: 1) накопление в субаквальной среде с анаэробной обстановкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка геологического времени; 3) наличие в этих отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться в относительно повышенном содержании УВ нефтяного ряда в битумной части ОВ, содержащегося в породах.

Указанные особенности являются основными критериями при прогнозировании пространственного размещения РНГК в пределах исследуемых территорий.

Система геоструктурных, литологических и стратиграфических объектов, контролирующих нефтегазонакопление в литосфере.

В осадочном чехле Волго-Уральской провинции выделяется более 60 продуктивных пластов, объединенных в семь основных нефтегазоносных (здесь и далее – НГК): 1) среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный;

- 58 –

2) верхнефранско-турнейский карбонатный; 3) нижнекаменноугольный (малиновско-яснополянский) терригенный; 4) нижнекаменноугольный (верхневизейско-серпуховский) карбонатный; 5) среднекаменноугольный (башкирско-московский) терригенно-карбонатный; 6) верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный и 7) верхнепермский карбонатно-терригенный. Кроме того выделяются два возможно нефтегазоносных комплекса: рифейско-нижневендский и валдайско-балтийский .

Осадочные образования рифейско-нижневендского возможно нефтегазоносного комплекса (доплитный мегакомплекс), ограниченно распространенные в Волго-Уральской провинции, выполняют краевые и внутренние авлакогены, а также зоны перикратонных опусканий. Представлены в основном грубообломочными красноцветными толщами континентального генезиса.

Промышленных скоплений углеводородов (УВ) в рифейско-нижневендском комплексе не выявлено. На нескольких площадях установлены нефтегазопроявления, а на Игровской площади (скв. 20) получены интенсивные притоки газа. В пределах Волго-Уральской провинции выделяется Притиманско-Приуральский пояс нефтеобразования с генерирующими толщами в рифее и венде. В Приуральской области этого пояса преобладают нефтематеринские толщи, характеризующиеся удовлетворительными масштабами генерации углеводородов (УВ), а в Мезенской области - с низким уровнем генерации.

Валдайско-балтийский(верхневендский) нефтегазоносный комплекс более широко развит в провинции, так как выходит за контуры узких грабенов и авлакогенов. Литологический состав его близок к составу рифейско-нижневендского комплекса.

Базальные слои комплекса нефтеносны в пределах Верхнекамской палеовпадины на Ларионовской, Сивинской и Соколовской площадях. Нефтенасыщенные пласты песчаников установлены на трех уровнях - в черновской, киенгопской и верещагинской свитах бородулинской подсерии ласьвинской серии. Первый промышленный приток нефти (дебитом до 8 т/сут)

- 59 –

получен на Ларионовском поднятии из песчаников базальных слоев киенгопской

свиты с глубины 2592-2602 м. Нефть Ларионовской залежи характеризуется высокой плотностью (0,955 г/см 3), низкой газонасыщенностью, большим содержанием смол (19,62%), асфальтенов (9,47%) и низким содержанием парафина (2,25%).

В верхнепротерозойских отложениях Волго-Уральской провинции наиболее широко распространены две нефтегазоматеринской толщи (НГМТ) в основании валдайской серии венда - редкинская свита и нижняя часть разреза любимовской свиты. Среднее содержание ОВ в этих толщах 0,25 - 0,40%, изменяется от 0,05 до 2,77%. Встречаются маломощные (5 - 20 м) пачки черных аргиллитов, обогащенных OB (1-4,5%), при максимальных содержаниях ОВ 10 %.

Конец работы -

Эта тема принадлежит разделу:

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии

Министерства образования.. и науки Российской Федерации.. государственное образовательное учреждение..

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ:

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Все темы данного раздела:

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии
Автор: доцент, кандидат г.-м.н. Болотов Григорий Брониславович Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции:

Лабораторные и самостоятельные занятия)
Nп/п Наименование тем и разделов Аудиторные занятия Самостоятельные

Геологического изучения региона
Изучение нефтеносности ВУНГП имеет более чем двухсотлетнюю историю. Первые упоминания о нефти в недрах Пермского края появилось в 30–е годы XVIII века. Известный специалист гор

Восточно-Европейской платформы
Добайкальский фундамент Восточно-Европейской платформы (ВЕП) сложен метаморфизованными архейскими и нижнепротерозойскими образованиями. В рельефе фундамента на

И основные тектонические элементы
В пределах ВУНГП выделяются два крупных тектонических элемента – Восточно-Европейская платформа и Предуральский краевой прогиб. Геологический разрез территории представлен двумя кру

Структур фундамента
Татарский свод вытянут в субмеридиональном направлении на 450 км, ширина его северной части 120‑150 км, южной около 300 км, он окаймляется крупными отрицательными формами. На

Структура осадочного чехла
При сравнении тектонического строения осадочной толщи Волго-Уральской провинции со структурой поверхности фундамента наряду со сходными чертами отмечаются существенные изменения. Одним из главных о

Прогиба и основные тектонические структуры
Предуральский краевой прогиб представляет собой пограничную структуру между AR-PR1 Русской плитой и герцинским складчатым Уралом. Вытянут на расстояние свыше 1 000км и имеет ширину от 20 до 100км.

Байкальский тектогенез
Начало первого (нижнебавлинского) седиментационного цикла на территории ВУНГП относится к рифею. В начале рифея (калтасинское время) преобладали погружения

Каледонский тектогенез
В каледонский тектогенез территория занимала достаточно высоко приподнятое над уровнем моря гипсометрическое положение и накопления осадков не происходило (цикл седиментогенеза по существу отсутств

С тратиграфия
Геологический разрез края представлен различными по возрасту и составу литолого-фациальными комплексами. К нижнему комплексу относятся архейские и нижнепротерозойские дислоцированные породы кристал

Вендская система
Вендские отложения залегают трансгрессивно на различных свитах рифея и коре выветривания кристаллического фундамента. Система делится на два отдела. Нижний венд. Нижневенд

Ордовикская система
На большей части ВУНГП отсутствует. В пермском крае развита только в Западно-Уральской зоне складчатости и представлена в основном средним и верхним отделами. Разрезы среднего и верхнего ордовика в

Нижний отдел
Лохковский ярус сложен глинистыми известняками, аргиллитами, алевролитами, песчаниками, реже гравелитами. Встречаются также водорослевые и органогенно-обломочные разност

Верхний отдел
Полностью верхнедевонские отложения отсутствуют на крайнем северо-западе края. В Камско-Кинельской системе прогибов верхний девон охватывает большую по мощности часть глинисто-кремнисто-карбонатной

Нижний отдел
Турнейский ярус. В Пермском крае выделено три типа разрезов: депрессионный, приуроченный к осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов,

Средний отдел
Башкирский ярус делится на два подъяруса и шесть горизонтов. Нижнебашкирский подъярус включает четыре горизонта: вознесенский,

Верхний отдел
Верхний отдел подразделен на два яруса: касимовский и гжельский. Верхнекаменноуголь­ные отложения объединены в несколько типов и подтипов разрезов.

Нижний (приуральский) отдел
Сложен в основном карбо­натными образованиями (ассельский, сакмарский и артинский ярусы), сульфатно-карбо­натными солями и терригенно-карбонатными образованиями (

Палеогеновая система
В пределах ВУНГП распростанена локально. В Пермском крае представлена средним и верхним отделами. Средний отдел (эоцен) в составе саксаульской

Четвертичная система
Четвертичные образования представлены разнообразным генетическим спектром осадков: аллювиальными, делювиальными, элювиальными, ледниковыми, флювиогляциальными, озерными, коллювиальными, болотными,

Среднедевонско-нижнефранский комплекс
Среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный комплекс сложен породами эйфельского и живетского ярусов, пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса. В этом комплексе выде

Верхнефранско-турнейский карбонатный комплекс
Сложен породами семилукского и бурегского горизонтов нижнефранского подъяруса, фаменского и турнейского ярусов. В их составе выделяется до 12 продуктивных пластов. Пласты-коллекторы представлены по

Терригенный комплекс
Сложен песчано-глинистыми породами малиновского и яснополянского надгоризонтов визейского яруса. Наибольшие мощности комплекса и стратиграфическая полнота разреза зафиксированы в центральной зон

Карбонатный комплекс
Включает верхневизейские (окский надгоризонт) и серпуховские отложения. В составе комплекса выделяется до 14 продуктивных пластов, представленных известняками и доломитами. Промышленная не

Терригенно-карбонатный комплекс
Объединяет толщи башкирского и московского возраста. На территории Волго-Уральской провинции в среднекаменноугольном комплексе содержится до 15 продуктивных пластов. Продуктивный пласт

Верхнепермский карбонатно-терригенный комплекс
Выделен в объеме уфимского и казанского ярусов, распространен в южных - 76 – районах провинции. В ее центральных и северных областях он частично размыт, не имеет

Типы нефтей провинции
Тяжелая отечественная нефть и получаемые из нее продукты востребованы и нужны сегодня на мировом рынке. Рост цен и увеличение спроса делают рентабельными самые сложные проекты по до

Гидрогеология. Основныеводоносные комплексы
В пределах ВУНГП Г.П. Якобсон выделил 2 типа водоупоров : 1) регионально развитые глинистые и некоторые соленосные породы, по которым происходит ограниченное перемещение вод как

Пермского края
Нефтегазогеологическое районирование подразумевает расчленение крупных территорий на различные по размерам элементы земной коры, которые отличаются тектоно-седиментационными особенн

Месторождениях нефти и газа
На территории ВУНГП учтено более 900 месторождений и около 4 500 залежей нефти и газа. По числу продуктивных горизонтов в разрезе выделяются как многозалежные, так и однозалежные месторождения. Одн

Пермский край
В настоящее время на территории Пермского края насчитывается свыше 220 месторождений нефти и газа. В Приложении 1 они сгруппированы П.И. Клыковым в единую таблицу, содержащую и

Нефтегазоносные комплексы

Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.

Нефтегазоносным комплексом – называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.

Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:

Возраст и условия накопления пород;

Объем комплекса (толщина, площадь распространения)

Литологический состав разреза;

Сочетание коллекторов и флюидоупоров;

Условия залегания и размещения нефти и газа;

Соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;

Морфологические и генетические типы ловушек.

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.

Комплексы состоят из главных элементов:

1.порода-коллектор слагает природный резервуар;

2.порода-флюидоупор

3. не всегда нефтематеринская порода.

По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:

1.региональные

2.субрегиональные

3.зональные

4.локальные.

Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.

Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.

Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменно­сти и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркме­нии, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чере­дованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глини­стыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глини­стыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных ча­стях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравно­мерно.

В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км 2 , он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределе­ния нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге ре­гиона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палео­зоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верх­немеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными отороч­ками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип лову­шек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмот­ренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобла­дает), нижняя (юра) -нефтеносная.

Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соля­ными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соля­ными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконден­сатные и нефтегазоконденсатные залежи.

Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погре­бенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.

В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, харак­теризующиеся меньшим объемом, например:

терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;

Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента нефтегазоносных провинций, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия.

НГК характеризуются следующими показателями:

1) литологическим составом и возрастом пород;

2) толщиной и площадью распространения (объёмом);

3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород;

4) гидрогеологическими условиями;

5) генетическими и морфологическими типами ловушек;

6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.

По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью.

Классификации нефтегазоносных комплексов . В 1969 году Э.А. Бакиров классифицировал НГК по генетическому и геотектоническому признакам. В основе генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в основе геотектонического признака - характер пространственного распространения НГК.

По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности НГК разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные.

Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные, НГК состоят из нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента.

Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли главной зоны нефтеобразования. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки.

В смешанных, или эписингенетичных, НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.

По масштабам распространения НГК разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные НГК принимаются в этой классификации в трактовке А.А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям. К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК . Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками.


Строение проницаемой части НГК . Проницаемая или внутренняя часть НГК по объёму соответствует водоносному комплексу ГГБ - проницаемой толще пород, заключённой между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части НГК можно разделить на четыре типа.

К первому типу относятся НГК, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри таких комплексов могут быть лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами.

Ко второму типу относятся НГК, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. Поэтому залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более.

К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчиненное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах могут быть встречены по всему разрезу НГК. Этот тип НГК широко распространён в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах).

К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих НГК нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность НГК данного типа во многом связана с высоким содержанием ОВ и зонами новейшей тектонической активизации.

В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых НГП выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы . Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещё не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения – это наличие: пород-коллекторов; флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. Например, в Предкавказье, где большая часть осадочного чехла изучена относительно хорошо, таким перспективным НГК является палеозойский комплекс пород.

В настоящее время установлена региональная нефтегазоносность фундамента на всех континентах, исключая Антарктиду и в большинстве акваторий Земли. В связи с этим породы фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций следует относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа.

В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных НГК. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним НГК, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона , в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза.

Многоэтажное распределение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Таким образом, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия:

1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, ОВ, ловушек, нефтяных и газовых месторождений;

2) наличие единых главных источников УВ;

3) относительная гидродинамическая изолированность НГК и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части;

4) определённая степень тектонической дислоцированности от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади;

5) определённые палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа.

Данные свойства позволяют использовать в пределах выявленных НГК единую методику поисково-разведочных работ и широко применять геологические аналогии.