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.