Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника







МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА, ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ





Ловушки, содержащие нефть и газ, очень редко встречаются как разрозненные объекты по разрезу и по площади, они обычно концентрируются в определенных участках земной коры. Эти участки различны по структуре и генезису, но обладают общей важнейшей в рассматриваемом аспекте чертой: их строение обес­печивает формирование залежей нефти и газа и их сохранность. Такие участки земной коры, с которыми закономерно связаны ловушки, заключающие нефтяные и газовые залежи, называют месторождениями нефти и газа. И.О. Брод определял месторож­дение нефти и(или) газа как совокупность залежей данных полез­ных ископаемых, контролируемых единым структурным элемен­том и заключенных в недрах одной и той же площади. Сход­ное определение этого понятия давали многие исследователи (А.Г. Алексин, И.В. Высоцкий, И.М. Губкин, А.Я. Креме, К.Г. Ла-ликер, А.И. Леворсен). В современной литературе можно встре­тить такое же определение месторождения. Многими исследова­телями (А.А. Бакиров, Н.Б. Вассоевич, Н.А. Еременко, М.К. Ка-линко, К.С. Маслов, В.Б. Оленин) подчеркивалось, что понятие месторождение включает не только совокупность залежей, но и весь объем земной коры, в котором заключены залежи нефти и(или) газа. Следует отметить, что месторождения нефти и газа и других флюидов не являются собственно местами их «рождения», а представляют собой только участки их скопления. Так, А.А. Ба­киров, А.Э. Бакиров, В.И. Ермолкин вместо термина «месторож­дение нефти или газа» говорят о «местоскоплениях нефти и газа» и относят их не к элементам районирования, а к локальным скоплениям нефти и газа. Термин «месторождение нефти или газа» исторически возник по аналогии с залежами других полез­ных ископаемых, в частности руд, хотя далеко не все руды обра­зуют скопления на месте своего рождения, но термин «месторож­дение» глубоко укоренился, широко распространен и использует­ся в науке и практике, и, по мнению авторов, не имеет смысла его искоренять из нефтяной геологии.

Необходимо подчеркнуть четкое различие понятий «залежь» и «месторождение» нефти и газа. На это обращали внимания Н.А. Еременко и В.Б. Оленин, по мнению которых смешение


этих понятий приводит к утрате возможности правильного сопос­тавления и разграничения природных объектов, изучаемых в нефтяной геологии.

Месторождения объединяют ловушки различной морфоло­гии, приуроченные к различным стратиграфическим подразделе­ниям, к отложениям различного генезиса. Объединение ловушек и залежей нефти и(или) газа в месторождениях обусловлено осо­бенностями геологического строения заключающих эти ловушки участков земной коры. Таким образом, месторождения являются по отношению к ловушкам категорией более высокого ранга и представляют собой самостоятельный элемент нефтегеологичес-кого районирования. С учетом этого наиболее правильное опре­деление низшего элемента нефтегеологического районирования с генетических позиций было дано В.Б. Олениным, согласно кото­рому месторождение нефти и(или) газа — участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей (одиночную за­лежь) нефти или газа в ловушках (ловушке), формирование которых обусловлено генезисом и строением этого участка. Более короткое определение того же понятия — месторождение нефти и(или) газа — участок земной коры, содержащий в недрах совокупность залежей, объединяемых общими признаками, определяющими нефте-газонакопление.

Разные залежи одного месторождения могут быть разобще­ны в плане, но при этом контролироваться одной структурой. Разные залежи могут и не контролироваться одной структурой, например, нижний структурный этаж — складчатый, верхний — моноклинальный, в нижнем — пластово-сводовая залежь, в верх­нем — залежь литологически экранировнная. Залежи формирова­лись независимо друг от друга, но находятся в пределах одного участка земной коры, в недрах одной площади, т.е. обе залежи являются составной частью одного месторождения. Известны та­кие примеры, что в процессе доразведки несколько расположен­ных рядом месторождений оказывались объединенными какой-то более глубоко расположенной и единой залежью или единым структурным элементом. Так, гигантское месторождение Боливар (Венесуэла), содержащее 325 залежей, сначала рассматривалось как ряд независимых месторожденгий: Тиа-Хуана, Ла-Салина, Лагунильяс, Ла-Роса и др.

Таким образом, с позиций разведки и разработки месторож­дение это отдельная залежь или группа залежей, имеющих в про­екции на земную поверхность полное или частичное перекрытие сво­их контуров нефтегазоносности.

Площадь месторождений обычно находится в пределах от пер­вых десятков до сотен квадратных километров, но известны и ги­гантские месторождения, площадь которых превышает 1000 км2.

I I Баженова 321


Классификация месторождений нефти и (или) газа

Месторождения нефти и(или) газа подразделяют по разным признакам: по запасам УВ-сырья; числу залежей; генезису и строению структурных форм, с которыми они связаны; составу флюидов; геотектоническому положению и др.

По величине запасов УВ-сырья месторождения в нашей стра­не подразделяются на мелкие, средние, крупные и уникальные (табл. 7.3).

В литературе можно встретить другие градации месторождений. Это связано с тем, что до 1983 г. в СССР классификация место­рождений проводилась по величине геологических запасов и гра­ничные значения месторождений в той или иной категории были другими: средние 10—50, крупные 50—100, крупнейшие 100—500, гигантские 500—1000, уникальные более 1000 (нефти в млн т, газа в млрд м3). В США выделяются другие категории по крупности месторождений: А, В, С, D, E, F, причем граничные значения их несравненно ниже. Например, к категории D относятся место­рождения с извлекаемыми запасами нефти 0,135-1,35 млн т, газа 0,17—1,7 млрд м3; гигантскими считаются месторождения нефти с извлекаемыми запасами свыше 13,5 млн т (100 млн баррелей), газа — свыше 1,7 млрд м3 (60 млрд фут3).

По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковых в залежах, т.е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаще встречаются месторождения, в которых присутству­ют флюиды разного типа. При характеристике месторождения та­кого типа на первое место ставится флюид с наименьшей вели­чиной запасов.

Классификации месторождений нефти и(или) газа по генетическому и морфологическому признакам структурных форм, их определяющих, проводились различными исследо­вателями (А.А. Бакиров, И.О. Брод, Н.А. Еременко, И.В. Вы-


соцкий, И.М. Губкин, Ф.Г. Клапп, Ю.А. Косыгин, В.Б. Оле­нин). Месторождения включают залежи, приуроченные к ловуш­кам разной формы и различного генезиса, поэтому ни одна из известных классификаций не охватывает всего многообразия месторождений. В табл. 7.3 приведена типизация месторождений нефти и газа, в основу которой положена классификация место­рождений В.Б. Оленина, в которой используются два основных признака — генетический и морфологический. Наиболее круп­ные категории — типы выделяются на генетической основе, т.е. по процессам, приводящим к формированию тех или иных структурных форм-ловушек, которые доминируют в пределах данного месторождения. При оценке перспектив нефтегазонос-ности какой-либо территории и планировании поисково-разве­дочных работ этот признак позволяет судить о степени вероят­ности присутствия месторождений с определенной генетической характеристикой их структурных форм в данной геологической ситуации.

Подразделение типов месторождений на классы производит­ся на основании характеристики строения структурных элемен­тов, которыми выражены месторождения, причем в одних типах этот признак является морфологическим в других — генетичес­ким, а чаще — морфогенетическим, т.е. морфология ловушки и(или) залежи определяется генезисом того или иного структур­ного элемента. С практической точки зрения целесообразно вы­делить в качестве класса месторождений их совокупность, отли­чающуюся от всех остальных месторождений одинаковыми черта­ми строения и определяемым этими чертами типичным комплек­сом ловушек.

Совокупность ловушек, характерная для каждого класса мес­торождений, была установлена В.Б. Олениным на основе анализа хорошо изученных, характерных и по возможности крупных мес­торождений. В их совокупность, типичную для данного класса месторождений, были включены наиболее часто встречающиеся разновидности ловушек, отмеченные не менее чем в 50% учтен­ных месторождений этого класса (табл. 7.4).

По генетическому принципу выделяются семь типов место­рождений, каждый из которых подразделяется на классы и под­классы (см. табл. 7.4).

Тип I — месторождения структурных элементов голоморфного (полного) складкообразования. Залежи в этих месторождениях свя­заны с ловушками, представляющими собой нормальные складки с различным наклоном крыльев, косые и опрокинутые складки, образованные в результате тангенциального сжатия. Такие место­рождения широко распространены в молодых складчатых облас­тях, например, на Северном Сахалине, в Таджикистане, в Юж-



 



 

ной Туркмении, в Калифорнии; они приурочены к складчатым бортам краевых прогибов (Сев. Кавказ), к межгорным впадинам (Фергана). Этот тип объединяет два класса месторождений: 1) ли­нейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных раз­рывами (см. рис. 7.4, а, б); 2) линейных антиклиналей и брахиан­тиклиналей, осложненных разрывами (см. рис. 7.4, в, г). В этом типе месторождения второго класса гораздо более многочислен­ны, чем месторождения линейных антиклиналей и брахиантикли­налей, не нарушенных разрывами. Помимо приведенных на рис. 7.4, в, г типичных месторождений складчатого борта краево­го прогиба Карабулак-Ачалуки и Малгобек-Вознесенского, Но­вогрозненского характерными примерами второго класса являют­ся месторождения Северного Сахалина (Эхаби, Сабо, Монги, Паромай). Обычно месторождения этого типа, за редким исклю­чением, некрупные, многозалежные, как правило, содержат не­сколько десятков залежей. По типу залежи пластовые сводовые, сводовые с дизъюнктивным экранированием, на крыльях монок­линальные дизъюнктивно экранированные; значительно реже встречаются массивные залежи. К второму классу также относят­ся месторождения, связанные со складчатыми надвиговыми структурами и покровами. Для таких месторождений характерно сдваивание или даже многократное повторение одновозрастных отложений и приуроченных к ним залежей. Такие месторождения известны, например, в Предкарпатье (месторождения Битков, Долина, Бориславское и др.) (см. рис. 7.5). Месторождения подоб­ного надвигового строения развиты в Альпах и в Скалистых го­рах. Предполагается наличие подобных месторождений в надви-говой части северо-восточного Кавказа (Дагестанский клин) и в других регионах, имеющих покровно-надвиговое строение.

Тип II — месторождения структурных элементов диапириз-ма — подразделяется на три класса: 3) непрерванных соляных куполов, 4) закрытых диапиров, 5) открытых диапиров (см. табл. 7.4). Диапировые структуры, образованные пластичными глинистыми породами, принципиально не отличаются от соля­ных диапиров. Для них наиболее характерен четвертый класс месторождений — закрытых диапиров. Структурные элементы диапиризма принципиально отличаются тем, что их формирова­ние происходит длительное время в процессе седиментации, не­равномерный рост поднятий сопровождается перерывами в осад-конакоплении и размывами. Для них свойственно увеличение мощности на крыльях, а также прорыв и выжимание пластичных пород, сопровождающееся образованием разрывов. Ловушки и залежи, характерные для этого типа, разнообразны: пластовые сводовые, сводовые, осложненные разрывами, экранированные разрывом, стратиграфически экранированные (поверхностью не-

 

 

 



согласия) и литологически экранированные, в том числе ядром диапира. Непрерванные соляные купола не являются собственно диапирами, так как соляное ядро не находится в тектоническом контакте со слоями крыльев, но генетически они тесно связаны с соляными диапирами и отражают начальную стадию их развития, за которой следует образование закрытых, а затем открытых диа-пиров. Поэтому месторождения непрерванных соляных куполов включены в тип месторождений диапиризма. Месторождения этого типа широко распространены в Прикаспии, где встречены месторождения всех указанных классов: месторождение Макат (рис. 7.10, а) — пример месторождений непрерванных соляных куполов; месторождение Косчагыл — месторождений закрытых

диапиров. Месторождение Морени (Румыния) является типич­ным примером класса открытых диапиров. Соль миоценового возраста была выжата наверх. Соляной шток прорвал плиоцено­вые слои и образовал ряд экранированных ловушек (рис. 7.11), в которых сформировались залежи. Месторождения этого типа из­вестны в Предкарпатском прогибе, Габоне, бассейне Мексикан­ского залива и др. Месторождения такого типа можно встретить в тех районах, где в разрезе присутствует толша соли значительной мощности и где она находится под давлением толщи пород, по­зволяющей ей течь.


К этому типу месторождений следует относить месторожде­ния, связанные с грязевым вулканизмом, являющимся самым ин­тенсивным проявлением глиняного диапиризма. Месторождения, в которых залежи экранированы жерлом грязевого вулкана, из­вестны в Азербайджане, Западной Туркмении, Керченском и Та­манском полуостровах. Распространение грязевого вулканизма в краевых частях Кавказско-Скифского региона обусловлено присутствием мощной глинистой майкопской толщи (олигоцен— нижний миоцен). Такие месторождения относятся к пятому клас­су открытых диапиров, или прорванных куполов. Типичным при­мером является месторождение Лок-Батан (Апшеронский полу­остров) (см. рис. 7.6). Исследованиями последних лет установлно широкое распространение грязевого вулканизма в акваториях (Черное, Средиземное моря, Северо-Западная Атлантика. Нор­вежское море). Наличие грязевых вулканов — показатель пер­спективности недр на нефть и газ.

Тип III — месторождения структурных элементов отражен­ного складкообразования, — наиболее распространенный тип мес­торождений; он включает два класса месторождений: 6) куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа (под­классы: А — пологих складок, Б — флексур) и 7) платформенных синклиналей.

В шестой класс объединяют месторождения, структура кото­рых сформировалась вследствие отраженной или глыбовой склад­чатости. Ловушки могут быть как конседиментационными, так и постседиментационными. Во всех случаях их формирование свя­зано с вертикальными движениями блоков фундамента. Это мо­гут быть структуры облекания выступов фундамента, изгибы сло­ев, возникающие над разрывами, флексуры.

В классе месторождений куполов, брахиантиклиналей и ан­тиклиналей платформенного типа выделяются два подкласса — пологих антиклинальных складок и флексур. Месторождения распространены главным образом на платформах, но такие структуры свойственны и заключительным стадиям развития межгорных впадин, платформенным бортам краевых прогибов. Характерные типы залежей — пластовые сводовые и массивные сводовые, и те и другие часто осложнены разрывами, стратигра­фическим и литологическим экранированием.

Месторождения первого подкласса выражены складками, возникшими над выступами фундамента или над его блоками, приподнятыми по разломам. Как правило, это симметричные, пологие складки с наклоном крыльев от долей до нескольких градусов. С глубиной их наклон обычно увеличивается, иногда достигая 5-10°, преимущественно это брахиантиклинали, купола, часто присутствуют неправильные формы, осложненные струк-



 

 

турными носами и раздувами типа плакантиклиналей. Наряду с одновершинными структурами встречаются более сложные, в ко­торых каждая объединяет несколько замкнутых вершин. Складка часто выражена не по всем горизонтам, возрожденные и погре­бенные поднятия — типичные структуры платформ.

Месторождений этого класса известно около 20 тысяч, сре­ди которых есть гиганты (Ромашкинское, Уренгой, Самотлор, Штокмановское) и очень крупные (Усть-Балыкское, Ново-Елхов-ское, Бованенковское и др).

Ромашкинское месторождение, открытое в 1948 г., было пер­вым в России гигантом. Это крупная (65x70 км) пологая складка, осложняющая Южно-Татарский свод, амплитуда поднятия по де­вонским отложениям 50 м. Продуктивность связана с отложения­ми терригенного девона и карбона, в меньшей степени с карбо­натными образованиями того же возраста. Главная залежь в отло­жениях пашийского горизонта — горизонт Д1 (рис. 7.12) Залежи сводовые, часто с литологическим экранированием и литологи-чески ограниченные со всех сторон.

Крупнейшее месторождение России — это гигантское место­рождение Самотлор, расположенное на восточном борту Нижне­вартовского свода в Западной Сибири. Максимальная амплитуда 160 м (по валанжину) вверх убывает до 40 м. На месторождении расположено 10 залежей, все они сводовые, шесть из них ослож­нены литологическим экранированием. Промышленная нефтега-зоносность связана с отложениями верхней юры и нижнего мела (рис. 7.13).

Складки, которыми выражены месторождения второго под­класса, сформировались над зонами сочленения блоков фунда­мента, разделенных разрывами значительной амплитуды. Эти складки представляют собой флексуры. Углы падения на пологих



 

крыльях последних обычно не превышают 1—2°, а на крутых дос­тигают десятков градусов. В плане месторождения второго под­класса выражены отчетливо вытянутыми складками. Этим место­рождениям свойственны также сводовые ловушки, резко асим­метричные в поперечном разрезе.

Седьмой класс — месторождения платформенных синклина­лей — встречается крайне редко. К нему относятся некоторые не­большие месторождения на северо-востоке США в песчаных от­ложениях карбона, месторождения Биг-Крик, Кевин-Крик (За­падная Виргиния) и др. С определенной долей условности, если судить по форме залежи, к этому классу можно отнести место­рождения Воробьевское и Журавское. Но по генезису их ловушки не являются структурными, а скорее относятся к катагенетичес-ким, сформировавшимся в глинистой майкопской толще за счет преобразования в катагенезе глинистой матрицы и органического вещества. Эти залежи не подстилаются водой, а нефть, естествен­но, занимает пониженные участки, (рис. 7.14).

Тип IV — месторождения структурных элементов разрывооб-разования — включает три класса: 8) приразрывных моноклиналь­ных участков; 9) приразрывных трещиноватых участков, 10) гор­сты. Месторождения этого типа немногочисленны. Примером восьмого класса может служить месторождение Люлинг (Техас). Залежи приурочены к многочисленным дизъюнктивно экраниро­ванным ловушкам на склоне моноклинали, сложенной породами мела и палеогена, рассеченной крупным взбросом.

Месторождения приразрывных трещиноватых участков (класс 9), к которым относятся, например, Сципио, Альбион (юг шт. Мичиган в США), располагающиеся на моноклинали, однако ловушки с ней не связаны, и моноклиналь не определяет морфо­логию этих месторождений. Нефтеносность приурочена к линзам тектонической трещиноватости, расположенным в пределах очень узких прямолинейных участков над разрывами, нарушаю­щими более глубокие горизонты.

Принципиальная схема месторождения, приуроченного к горстовым структурам, приведена на рис. 7.7. Залежи в зависи­мости от резервуара массивные и пластовые тектонически экра­нированные. Месторождения такого типа характерны для нижних частей разреза осадочного чехла, над выступами фундамента, на­пример Даниловское — мелкое месторождение в отложениях вен­да на севере Московской синеклизы.

Тип V — месторождения рифогенных структур и соответствен­но класс месторождений 11 — рифовых массивов (рис. 7.15). Месторождения этого класса включают как единичные рифовые массивы — единичные рифовые постройки, атоллы, (рис. 7.15, а), так и цепочки барьерных рифов, архипелаги (рис. 7.15, б, в). Наи-


 

более типичные залежи — массивные в биогенном выступе; над рифовыми массивами также могут быть пластовые сводовые, массивные с литологическим ограничением; коллекторские свой­ства в пределах массива резко меняются, формируются вто­ричные линзы, связанные с изменением текстурно-структурных признаков карбонатных пород.

Ишимбаевское месторождение в Башкирском Приуралье — одно из первых месторождений России такого типа, оно приуро­чено к сложному рифовому массиву раннепермского возраста, состоящему из пяти рифов, образующих единую залежь.

С рифовыми массивами связаны крупные месторождения Карачаганак (северный борт Прикаспийской впадины), высота рифового массива раннепермского возраста более 1 км (см. рис. 7.9), Тенгиз, Кашаган (юго-запад Прикаспийского бассей­на), Харьягинское в Харееверской впадине Баренцево-Печорско-го бассейна, где присутствуют рифы в отложениях позднего дево­на. Месторождения такого типа известны в провинции Альберта (Канада) — крупнейшее месторождение Ледюк, в Мексике — Зо-

лотой пояс. Выявление таких месторождений является одним из перспективных направлений нефтепоисковых работ настоящего времени и ближайшего будущего.

Тип VI — месторождения седиментогенных структурных эле­ментов — объединяет классы месторождений: 12) участков вы­клинивания на моноклинали; 13) локальных песчаных скоплений с подклассами: А (баров), Б (русловых тел) и В (связанный с клинформами).

Месторождения этого типа формируются при движении тер-ригенного материала от источника сноса к бассейну седимента­ции. Вблизи источника сноса — это в основном литологически ограниченные ловушки в аллювиальных отложениях или руслах палеорек. Это, как правило, мелкие ловушки, более крупные формируются в прирусловых барах и косах. Последние характе­ризуются лучшими коллекторскими свойствами. Наиболее бла­гоприятные условия для формирования ловушек создаются в дельтовых, авандельтовых и прибрежных отложениях.


Месторождения класса 12 широко распространены на бортах поднятий и сводов, они известны, например, в майкопской серии Западного Предкавказья (месторождения Нефтегорское, Павлова Гора, Асфальтовая Гора, Хадыженское и др.) Широко распрост­ранены они в Западной Сибири. На рис. 7.16 приведена схемати­ческая карта и разрез крупного Новопортовского месторождения. Литологически экранированные ловушки возникают в прибреж-


ных зонах и связаны с миграцией береговых линий бассейнов се­диментации.

В классе 13 объединены месторождения, сложенные плохо-проницаемыми, в основном глинистыми отложениями, заключа­ющими песчаные тела различной формы и размеров. Все эти тела являются аккумулятивными формами, возникшими за счет седи­ментации. По условиям образования среди них можно выделить три подкласса месторождений: баров, русловых тел и клиноформ.

Типичным примером месторождений баров является Остин (шт. Мичиган, США). В плане бары прямолинейны. На стороне бара, обращенной к открытому морю, контакт песчаного тела с вмещающими глинистыми отложениями обычно резкий, а на стороне, обращенной к берегу, песчаники постепенно переходят в глины. Слагающий бар песчаный материал довольно хорошо отсортирован. Коллекторские свойства в нем более или менее выдержаны. Известны залежи в баровых телах каменноугольных отложений Волго-Уральского региона (рис. 7.17, а).

В месторождениях второго подкласса песчаные тела, облекае­мые глинами или глинисто-алевритовыми отложениями, образо­вались в руслах древних рек. Эти тела отличаются от баров вогну­той нижней поверхностью, извилистой формой в плане, разно­родным составом слагающего материала, изменчивостью коллек-торских свойств. Отношение длины к ширине у русловых тел, как правило, значительно больше, чем у баров. Месторождения этого подкласса детально изучены и описаны И.М. Губкиным на Северного Кавказе: «шнурковые» залежи (Нефтяно-Ширванское и др.). Такие залежи известны и в Баренцево-Печорском бассей­не (Войвожское месторождение), в Волго-Уральском бассейне (рис. 7.17, б).

Еще один подтип литологических ловушек и связанных с ними месторождений формируется в конусах выноса песчаного материала. Это клиноформные ловушки (подкласс В), с ними связаны крупные залежи углеводородов в неокоме Западной Си­бири. Они являются как глубоководными конусами выноса, так и погребенными авандельтами.

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

Образование месторождений погребенных возвышенностей палеорельефа (класс 14) обусловлено эрозией, приведшей к зна­чительному расчленению рельефа. При последующем погребении останцев палеорельефа под более молодыми отложениями поверх­ность размыва в структурном отношении стала поверхностью не-

 



 

 

согласия. В типичную совокупность ловушек месторождений рас­сматриваемого класса входят эрозионные выступы погребенных возвышенностей палеорельефа, а также сводовые ловушки в оса­дочном комплексе, облекающем эти возвышенности. Примером этих месторождений является Панхэндл-Хьюготон (США), при­уроченный к выступу гранита и перекрывающим его отложения каменноугольного возраста, образующих единый массивный ре­зервуар (рис. 7.18), а также крупное месторождение Хасси-Месса-уд (Алжир) (рис. 7.19). К ним можно отнести и месторождение Белый Тигр (шельф Вьетнама) (рис. 7.20). Главная его залежь приурочена к гранитному массиву, внедрившемуся в толши оса­дочных и метаморфизованных пород. Коллектор в граните имеет смешанный генезис, прежде всего это гипергенно измененные породы, кроме того, пустотное пространство формировалось за счет выщелачивания в результате гидротермальной деятельности. Похожее месторождение Оймаша находится в Казахстане. В Ша-имском нефтеносном районе Западной Сибири открыто несколь­ко месторождений, в которых залежи приурочены к разрушен­ным вершинам выступов гранитных тел.

К классу 15 относятся месторождения моноклиналей, срезан­ных поверхностью углового несогласия. Наиболее часто встреча­ются ловушки экранирования по поверхности несогласия. Иног­да присутствуют выклинивающиеся ловушки, образовавшиеся за счет вторичного заполнения пустот в частях природных резервуа-



ров, примыкающих к поверхности углового несогласия. Залежи с экранированием поверхностью несогласия известны на многих месторождениях: в Эмбенской области, в Волго-Уральском реги­оне (Туймазинское месторождение), в Барецево-Печорском бас­сейне (Усинское, Возейское, Западно-Тэбукское и др.).

В этом классе известны и крупные месторождения, например Ист-Тексас в Техасе, приуроченное к крупной ловушке на мо­ноклинали со стратиграфическим (и литологическим) экраниро-


ванием, расположенной на склоне поднятия Остин. Продуктив­ны песчаники Вудбайн позднемелового возраста с хорошими коллекторскими свойствами. Стратиграфическое экранирование обеспечило и формирование крупнейшего месторождения США на северном побережье Аляски — Прадхо-Бей, где основным продуктивным горизонтом являются пермо-триасовые песчаники. В Западной Сибири со стратиграфическими экранами связано крупное Талинское месторождение (рис. 17.21).

Месторождения 16 класса очень редки, это месторождения участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва. Примером может служить месторождение Халдиманад на северном берегу оз. Эри, в канадской провинции Онтарио. Продуктивные известняки среднего ордовика, отделенные от вы­шележащих пород поверхностью размыва, участвуют в строении крупной моноклинали. Однако моноклиналь не определяла мор­фологию месторождения и не контролировала образование за­ключенных в нем ловушек. Месторождение представляет собой крупный участок распространения линз выветривания под по­верхностью размыва, возникших в результате выщелачивания карбонатного комплекса среднего ордовика при осушении этого участка земной коры в послесреднеордовикское время.

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

Зоны нефтегазонакопления

Месторождения нефти и(или) газа одиночные и изолирован­ные на земном шаре довольно редки. Нефтяные и(или) газовые месторождения обычно располагаются группами, включающими до нескольких десятков месторождений.

Как правило, территориально объединенными оказываются месторождения нефти и газа, характеризующиеся общностью условий формирования и сходной морфологией структурных форм.

Части земной коры, объединяющие однотипные нефтяные и(или) газовые месторождения, выделяются в качестве самостоя-


тельной категории нефтегеологического районирования и боль­шинством отечественных геологов-нефтяников именуются зона­ми нефтегазонакопления. Понятие «зоны нефтегазонакопления» было введено И.О. Бродом. В работах А.А. Бакирова, И.О. Брода, И.В. Высоцкого, Н.А. Еременко, В.Б. Оленина, Н.Ю.Успенской, В.Е. Хаина оно не однозначно, хотя все определения включают главные признаки зон нефтегазонакопления — территориальная близость и сходство строения месторождений нефти и газа, включенных в зону.

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


Классифицирование и типизация зон нефтегазонакопления проводилась по генетическому и морфологическому признакам многими исследователями (А.А.

 

 

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

Согласно указанному принципу выделяются семь зон нефте­газонакопления и восемь классов.

Тип I — зоны нефтегазонакопления структурных элементов голоморфного складкообразования. Класс 1 — антиклинальные зоны нефтегазонакопления. Такие зоны распространены очень широко. Они присутствуют на внутренних бортах краевых проги­бов, в синклинориях, тыльных прогибах и в периферических час­тях впадин внутриплатформенных орогенов (рис. 7.22). Анти­клинальные зоны нефтегазонакопления обладают различной фор­мой в плане. На внутренних бортах краевых прогибов они, как правило, прямолинейны и соответствуют простиранию складча­тых сооружений. В тыльных прогибах, на погружениях мегантик-линориев и в периферических частях впадин эпиплатформенных орогенов антиклинальные зоны нефтегазонакопления часто изо­гнуты.

Тип II — зоны нефтегазонакопления, связанные с диапириз-мом; класс 2 — солянокупольные зоны нефтегазонакопления.

Зоны класса 2 всегда находятся в областях земной коры, ис­пытавших значительное прогибание. Они известны в глубоко по­груженных окраинных частях платформ (Прикаспий, Мексикан­ский и Персидский заливы) и во внутриплатформенных грабенах, (например, Днепровско-Донецкий). В пределах глубоко погру­женных окраинных частей платформ имеются прямолинейные и криволинейные зоны, однако в упомянутых частях платформ со­лянокупольные месторождения гораздо чаще объединены в груп­пы неправильной или изометричной в плане формы (южная при-бортовая зона Прикаспийской впадины).

Тип III — зоны нефтегазонакопления структур отраженного складкообразования. Класс 3 — зоны нефтегазонакопления, представленные платформенными поднятиями, — подразделяется на два подкласса: А — симметричные валы и своды, Б — флек-сурные валы.

Зоны нефтегазонакопления, представленные платформенны­ми поднятиями, являются наиболее многочисленными среди всех выявленных на Земле. Они располагаются во внутренних и окра­инных частях платформ, на внешних крыльях краевых прогибов и на срединных массивах.

Зоны подкласса А выражены пологими, симметричными в поперечном разрезе валами и сводами, возникшими в осадочном чехле над крупными поднятиями фундамента или над его блока­ми, поднятыми по разломам. Для этих зон типичны месторожде­ния, приуроченные к пологим складкам платформенного типа. На востоке Русской плиты к таким зонам относятся Татарский,


Пермский и Башкирский своды; на Западно-Сибирской плите — Каймысовский, Северо-Сосьвинский, Сургутский, Нижневартов­ский своды и др. (В.Б. Оленин выделял указанные выше струк­турные элементы в качестве единиц нефтегеологического районировния более крупного порядка — ареалов зон нефтегазонакопления. Это понятие не получило широкого распространения.)

В подкласс Б входят зоны, представленные резко асиммет­ричными в поперечном разрезе валами, образовавшимися над со­членением блоков фундамента, испытавших дифференцирован­ные вертикальные подвижки значительной амплитуды. Для этих зон типичны месторождения, связанные с флексурами. Зоны нефтегазонакопления этого подкласса находятся на востоке Рус­ской плиты.

Тип IV — зоны нефтегазонакопления структурных элементов разрывообразования. Класс 4 — зоны нефтегазонакопления, свя­занные с региональными разрывами, обнаружены на погружен­ных окраинных частях платформ, в грабенах и синеклизах.

Тип V — зоны нефтегазонакопления биогенных структурных элементов. Класс 5 — зоны нефтегазонакопления, выраженные рифовыми сооружениями. Рифовые зоны нефтегазонакопления расположены на склонах платформ и в крупных внутриплатфор-менных впадинах. Преобладают зоны отчетливо линейные в пла­не. Некоторые зоны этого класса резко извилисты или овалообразны. Известны также зоны, приуроченные к древним атоллам.

Тип VI — зоны нефтегазонакопления седиментогенных струк­тур объединяют два класса: класс 6 — зоны, связанные с регио­нальным выклиниванием, класс 7 — зоны, связанные с система­ми локальных песчаных скоплений различного генезиса (при­брежных песчаных линз-баров, валов, клиноформных тел, реч­ных песчаных скоплений, русловых тел и др.).

Зоны нефтегазонакопления, связанные с региональным вы­клиниванием (класс 6), находятся в пределах крупных монокли­налей и известны главным образом во внутриплатформенных впадинах, на склонах платформ и во впадинах эпиплатформен-ных орогенов. Зоны нефтегазонакопления, связанные с система­ми локальных песчаных скоплений (класс 7), распространены как в платформенных, так и в складчатых областях. Системы морских песчаных скоплений прямолинейны и характеризуются кулисообразным расположением баров и клиноформ относитель­но друг друга. Системы речных песчаных скоплений в плане из­вилисты, иногда сложно разветвлены.

Тип VII — зоны нефтегазонакопления эрозионно-денудаци-онных структурных элементов. Класс 8 — зоны нефтегазонакоп­ления, связанные с региональными несогласиями и зонами эрозионных выступов фундамента.


При практических нефтепоисковых исследованиях не всегда однозначно можно определить генетическую природу как место­рождения, так и зоны нефтегазонакопления. Например, антикли­нальные зоны в межгорных впадинах могут относиться как к первому, так и третьему типу зон нефтегазонакопления. Подраз­деление по генетическому признаку возможно только в случае, когда природа объектов и(или) групп объектов не вызывает со­мнения - это тектоническая и литолого- или седиментацион-но-стратиграфическая. В формировании ловушек месторождений зон нефтегазонакопления принимает участие группа факторов; проводить подразделения объектов следует по преобладающему признаку. Согласно вышесказанному, предлагаемая классифика­ция зон нефтегазонакопления близка к классификации ловушек. По генетическому признаку выделяются три типа зон нефтегазо­накопления: I — тектонический (или кинематогенный, рожден­ный движением); II — литолого-стратиграфический (связанный с изменчивостью литологического состава, обусловленного как особенностями седиментации, так и постседиментационными процессами); III — смешанный — литокинематогенный, в нем оба фактора играют одинаково важную роль (табл. 7.6).

Первый тектонический тип подразделяется на классы: 1 — антиклинальный; 2 — региональных разрывов; 3 — горстовый. Второй тип включает классы: 4 — литологического выклинива­ния, 5 — стратиграфического срезания, 6 — рифогенный, 7 — де-нудационно-эрозионный, 8 — катагенетический. Третий тип объ­единяет три класса: 9 — соляно-купольный, 10 — гидродинами­ческий, 11 — олистостромный. Последние два класса зон нефте­газонакопления изучены недостаточно и отнесены к литоло-го-тектоническому (литокинематогенному) условно.

 

 


Гидродинамические зоны нефтегазонакопления образуются в результате резкого изменения мощностей пластов-коллекто­ров — седиментационный или литогенетический фактор, но их формирование также обусловлено высокими гидродинамически­ми напорами, свойственными тектонически активным зонам, — тектоногенный фактор. Гидродинамические ловушки формиру­ются на моноклиналях, на склонах и сводах антиклиналей и др (рис. 7.23).

Олистостромные зоны нефтегазонакопления (11 класс) обра­зованы крупными подводно-оползневыми телами, которые пред­ставляют собой линзы хаотично перемятых песчано-глинистых образований, заключенных в глинистый осадок. Зоны такого типа формируются вдоль континентальных склонов в тектоничес­ки активных областях (о. Барбадос, Куба). Видимо, к ловушке такого типа приурочено месторождение Самгори в Грузии.

Формирование зон нефтегазонакопления, а в их пределах месторождений нефти и газа определяется тремя группами фак­торов: 1) генетической природой и морфологией зон нефтегазо­накопления, 2) пространственно-временными соотношениями зон и очагов нефтегазообразования, 3) условиями и механизмом улавливания углеводородов.








Date: 2015-04-23; view: 1283; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2017 year. (0.019 sec.) - Пожаловаться на публикацию