Формирование месторождений нефти и газа

Выявление условий и времени формирования месторождений углеводородов имеет не только теоретическое, но и большое практическое значение. Процессы формирования определяются тектоническими, литологическими, гидрогеологическими и дру­гими факторами, основными из которых являются: характер структур, интенсивность тектонических движений, присутствие НМ-толщи, условия нефтегазообразования, свойства пород-кол­лекторов и флюидоупоров, наличие путей миграции и др. В об­щем виде время начала образования скопления — залежи опреде­ляется моментом формирования ловушки при условии, что к тому времени в бассейне уже начались процессы интенсивной ге­нерации углеводородов.

Образование залежи происходит в результате перемещения микронефти в материнских породах, а затем микронефти-нефти, собравшейся в глобулы, нефтяной эмульсии, «шнурка» нефти в коллекторах до тех пор, пока они не попадут в ловушку. Послед­няя может образоваться и в материнской толще за счет приобре­тения породами коллекторских свойств в каком-то определенном участке. Тогда микронефть-нефть испытывает минимальное пере­мещение. В коллекторе происходит слипание глобул, всплывание их под действием архимедовых сил. В процессе этого движения формируется гомогенная масса-«шнурок», движение которого происходит вверх по восстанию пласта природного резервуара в виде отдельных струй вместе с потоками воды. Поскольку термо­динамические обстановки различаются в разных частях осадочно­го бассейна, потоки движутся из областей больших напряжений, более высоких давлений в область меньших давлений. При этом происходит дифференциация флюидов. Разница в давлениях соз­дается как за счет различного статического давления (нагрузки вышележащих пород), так и за счет складчатых, орогенических и других тектонических процессов. Заметное влияние имеют и ли-тогенетические преобразования пород, особенно процессы деф-люидизации, уплотнения—разуплотнения. Подвижные вещества перемещаются по порам, трещинам, вдоль разрывов и т.д. Гид­равлический фактор имеет большое значение. При инфильтраци-онном режиме в относительно неглубоких горизонтах потоки воды направлены из областей питания вниз по пластам проница­емых пород, их перемещение в некоторых случаях играет роль в процессах формирования залежей. Обычно рассчитывается давле­ние воды в пласте в зависимости от высотной отметки участка питания пласта на поверхности (пьезометрическая поверхность) и глубины залегания пласта в какой-то точке (рис. 7.24). Если пласт сообщается с поверхностью на уровне моря, этот уровень и

является его пьезометрической поверхностью. Гидростатическое давление в любой точке этого пласта будет определяться глуби­ной его залегания в этой точке. Известно, что давление в столбе воды повышается на 1 МПа при погружении на 100 м, плотность воды принимается за единицу. В других случаях, если участки питания пластов расположены выше уровня моря, расчетное дав­ление в них оказывается выше действительного. Распределение величин пьезометрических уровней дает представление о том, в каком направлении перемещаются водные потоки в тех случаях, когда они связаны с поверхностью. Для выяснения направления движения жидкостей в пласте (или между пластами) важно знать положение пьезометрической поверхности (или пьезометричес­ких поверхностей). При больших перепадах уровней в областях питания и разгрузки в последних происходит подъем давления для выравнивания этих уровней. В природе чаще наблюдается постепенное увеличение пластовых давлений с глубиной в соот­ветствии с погружением пласта. Приращение гидростатическо­го давления на единицу расстояния по глубине называется гидро­статическим градиентом.

В более глубоких горизонтах в пласты начинают поступать элизионные воды за счет отжатия главным образом из преобразо­ванных глинистых пород. Их движение в целом направлено вверх и даже может достигать поверхности, если повышенное пласто­вое давление усиливает флюидные потоки. Так происходит в кумской свите на южном предгорном борту Индоло-Кубанского прогиба. На выходах на дневную поверхность песчаных пластов свиты высота подъема над уровнем моря достигает 100 м. Вниз по падению пластовое давление в кумских песчаниках на глубине около 3 км достигает 36 МПа, в то время как в выше- и нижележащих оно гораздо меньше.

Снижение давления при движении потока вверх является важным фактором, так как вызывает дегазацию пластовых вод; в совокупности со снижением температуры это изменяет раствори­мость различных соединений, в том числе нефтяных углеводоро­дов, они могут выделяться из растворов. В случае достижения по­токами поверхности земли или дна водного бассейна возникают участки выделения газа, нефти, появляются сопки или даже грязевые вулканы, в недрах которых могут находиться нефтегазо­вые месторождения.

Интенсивная дегазация пластовых вод происходит при быст­рых поднятиях бассейна или росте структуры внутри его. Пред­полагается, что одной из основных причин возникновения газо­вых скоплений в хадумских отложениях на Ставропольском под­нятии является быстрый рост его в неогеновое время и выде­ление растворенных в воде газов при снижении давления. При подъеме этой крупной структуры перепад между пластовым дав­лением в хадумских песчаниках и более высоким геостатическим давлением в подстилающих и перекрывающих его глинах дости­гал 15 МПа. Можно предположить, что в результате этого боль­шая часть выжимаемого в коллектор газа, растворенного в поро-вых водах, сразу же переходила в свободную газовую фазу. Как показали расчеты, это выделение газа в пределах Ставропольско­го поднятия произошло за время от 35 до 40 тыс. лет. Быстрые подъемы в короткие интервалы времени, по-видимому, особенно характерны для нефтегазоносных бассейнов складчатых областей. Выделение газа здесь происходит в больших объемах, что усили­вает мощный флюидный поток, идущий из недр. Газ несет и нефтяные углеводороды в растворенном виде.

Механизм подъема нефти и газа совместно с водой и отделе­ние их от воды из-за разности удельных плотностей был положен в основу формирования «антиклинальной теории» образования месторождений. В ней был сделан вывод о важной роли в фор­мировании скоплений вдольпластовой, так называемой латераль­ной миграции. В процессе ее может осуществляться дифференци­альное улавливание, принцип которого был изложен в главе 5. Он состоит в том, что при постепенном заполнении ловушек снизу вверх по пласту углеводороды заполняют одну ловушку за другой, при этом в более погруженных находятся преимущест­венно газовые, выше — газонефтяные и еще ваше — нефтяные скопления. В. Гассоу применил этот принцип при анализе рас­пределения нефти и газа в выступах рифогенных известняков свиты Ледюк девонского возраста, протягивающихся вдоль Ска­листых гор в Канаде. В качестве подобного примера можно при­вести распределение залежей в пределах Шапкинско-Юряхин-ского вала в Баренцево-Печорском бассейне. Здесь в более по-

груженной северной части находятся газоконденсатные место­рождения (Василковское и др.), южнее в более приподнятой зоне — газоконденсато-нефтяные (Шапкинское и др.), а в наи­более приподнятой части на юге располагаются нефтяные залежи (Юрьяхинское, Верхне-Грубешорское и Пашшорское). Свидетель­ство возможного вытеснение нефти газом находит подтверждение в существовании многих газовых и газоконденсатных месторож­дений, содержащих в порах коллекторов остаточную нефть. Неф-тенасыщенные керны подняты из пластов Вуктыльского газокон-денсатного месторождения. Предполагается, что Оренбургское месторождение тоже вначале было нефтяным. Но так бывает не всегда. Часто формирование скоплений нефти и газа подчиняется более сложным законам, перемещение воды, нефти и газа проис­ходит не одновременно и не только по пласту вдоль оси основно­го направления складчатости. Поэтому, казалось бы, в сходных условиях одни ловушки являются нефтегазонасыщенными, а дру­гие такого же строения и в тех же пластах — газонасыщенными, а могут и вовсе не содержать залежей.

Вопрос соотношения вертикальной (субвертикальной) и ла­теральной миграции является существенным. Анализ особеннос­тей размещения нефтяных и газовых месторождений показывает, что они неравномерно распространены по площади даже при сходных структурных и других условиях. Создается впечатление, что избирательная насыщенность связана скорее всего с субвер­тикальным подъемом флюидов в определенных местах. В ряде случаев преобладающим является субвертикальный подъем флю­идов. В небольших масштабах такое перемещение часто наблюда­ется при перетоках из одних пластов в другие (вблизи зон разрывов, трещиноватости и др.).

Потоки подвижных веществ с глубин вверх всегда двигаются в сторону меньших давлений в связи с последовательными этапа­ми дефлюидизации при погружении и т.д. Иногда происходит усиление этих потоков в связи с периодическим усилением тек-тоно-сейсмических и иных процессов. Б.А. Соколов полагает, что интенсивные восходящие потоки флюидов по ослабленным зо­нам могут способствовать формированию положительных струк­тур, особенно в платформенном полого залегающим чехле. Аре­алы развития таких структур отмечаются в Западной Сибири. В некоторых случаях создание ловушки и формирование скопле­ния в них углеводородов — процессы взаимосвязанные. Как до­казательство преимущественно вертикальных перемещений угле­водородов в процессе формирования ряда месторождений нефти Среднего Поволжья за счет единого источника в доманиковых слоях девона, К.Б. Аширов и другие ученые приводят сходство нефтей во многих залегающих друг над другом нефтеносных

пластах. Возможности преимущественно вертикального переме­щения существуют на северном борте Бузулукской впадины. Го­ризонты каменноугольного возраста представлены здесь извест­няками и трещиноватыми известковыми глинами, пропитанными нефтью. В вышележащих пермских отложениях развиты тре­щиноватые кремнистые доломиты. В них повсюду прослеживают­ся нефтепроявления. Слои самого верхнего—кунгурского—яруса нижней перми мощностью в десятки метров здесь непостоянны по составу, фациально изменчивы, в разрезе наряду с гидрохими­ческими осадками залегают доломитизированные пористые извест­няки с нефтенасыщением. Таким образом, значительная часть разреза, сложенная разновозрастными отложениями, представля­ет собой сквозной путь субвертикального перемещения нефти. Можно предположить, что образование залежей нефти в вышеле­жащих пластах происходит за счет ее перемещения из более глу­боких горизонтов. В структурах Жигулевских дислокаций нефть проникает до поверхности и образует скопления гудрона. И.В. Высоцкий и В.И. Высоцкий считают, что сообщаемость от­дельных природных резервуаров между собой может быть обеспе­чена разрывами, прорывами соляных штоков, ядер глиняных ди-апиров, интрузивных и вулканических тел.

Процессы формирования залежей и характер их размещения определяются положением в разрезе материнских толщ, характе­ром плохопроницаемых покрышек, их мощностями, выдержан­ностью по площади, соотношением с пластами-коллекторами. Существенно влияет также степень преобразованности пород и вторичные изменения в них, о чем уже говорилось в предыдущих главах.

Условия формирования залежей во многом определяются распределением в разрезе коллекторских пород и флюидоупоров. Маломощные покрышки не всегда способны удержать залежи, и тогда они концентрируются в верхней части нефтегазоносной толщи под региональной более мощной покрышкой, развитой на большой площади. При чередовании в разрезе коллекторов и по­крышек незначительной мощности (обычно метры) залежи нефти и газа образуются в ловушках по всему разрезу, в частности пото­му, что маломощные покрышки при избытке давления могут пропускать углеводороды — тогда возникают многопластовые месторождения.

Все больше накапливающихся факторов свидетельствуют о том, что формирование залежей происходит длительное время и даже может идти постоянно. Особенно это проявляется, если ловушка находится в непосредственной близости от источника питания (нефте- или газоматеринской свиты) или от располо­женной вблизи разрушающейся залежи. Примером такой залежи

являются нефти в заливообразных выклинивающихся песча­ных пластах майкопской глинистой битуминозной толщи в пред­горьях Северо-Западного Кавказа (вблизи Майкопа). Откры­тые И.М. Губкиным в начале XX в. эти залежи долгое время экс­плуатировались, и дебиты скважин постепенно падали. Но после вынужденного почти трехлетнего перерыва добычи во время вой­ны 1941—1945 гг. дебиты скважин повысились, так как за это вре­мя подток нефтяных углеводородов из материнских пород восста­новил залежи.

Другими классическими примерами являются Ахтырско-Бу-гундырское и Зыбзенское месторождения на Кубани. Пластовые сводовые залежи в них первоначально были приурочены к склад­кам, образованным палеогеновыми породами, которые позже в связи с подъемом подверглись глубокому размыву, и залежи были частично или полностью разрушены. Об этом свидетельствуют обломки пород (крупная галька, мелкие валуны) палеогеновых пород, пропитанные загустевшей нефтью и залегающие в основа­нии более молодой трансгрессивной серии Майкопа и вышележа­щих отложений (рис. 7.25). После наступления трансгрессии и перекрытия более молодыми майкопскими отложениями размы­тых складок палеогена вследствии продолжающегося подтока нефти в палеогеновых пластах образовались пластовые стратигра­фически экранированные залежи, у них даже появились газовые шапки. Залежи сформировались и выше поверхности размыва в более молодых выклинивающихся пластах майкопской толщи, может быть, в том числе и за счет материнских пород, входящих в состав этой свиты.

Перерывы в осадконакоплении играют неоднозначную роль. Они могут быть причиной создания так называемого стратигра­фического экранирования, а также являются причиной разру­шения залежей. Кроме того, перерывы создают возможность су­ществования проводящей зоны для перетоков флюидов. В место­рождениях, объединяемых в группу Боливар, в Маракаибском бассейне продуктивные горизонты находятся в меловых, палеоге­новых и неогеновых отложениях. Залежи нефти находятся в мио­ценовых отложениях, падающих в целом моноклинально на юго-запад. Подстилающие слои палеогена, где также есть залежи, наклонены в противоположную сторону и представляют собой оставшееся от размыва крыло антиклинальной складки. Обе зале­жи местами объединяются в единую залежь. Очевидно, существу­ет переток нефти из палеоценовых отложений в песчаные пласты миоценового возраста. Нефти палеогена и более глубоких гори­зонтов сравнительно легкие, а миоценовые песчаные пласты, за­легающие близко к поверхности, содержат залежи тяжелой сер-

нистой нефти, которая поступала из более глубоких горизонтов, а затем окислилась.

О длительности формирования залежей свидетельствуют так­же следы древних водонефтяных контактов (ВНК), обнаружен­ных во многих месторождениях. Следы эти остаются при разру­шении залежи или частичном переформировании ее при некото­рой перестройке структуры ловушки. Следы бывших ВНК оста­ются потому, что на контактах происходят интенсивные химичес­кие и биохимические процессы взаимодействия нефти, веществ, растворенных в подстилающих залежи водах, и продуктов жизне­деятельности бактерий, которые обычно здесь селятся. В резуль­тате вдоль контактов концентрируются загустевшая нефть, пе­реотложенный кальцит и сульфиды. Все эти вещества образуют своеобразную «пробку», которая после перемещения нефти оста­нется на месте и фиксирует былую подошву залежи (положение водонефтяного контакта).

Среди множества месторождений нефти и газа выделяются две крайние категории. Одна из них включает скопления в самих нефте-газоматеринских слоях, где УВ не испытали существенных перемещений (залежи нефти в нефтематеринской баженовской свите, скопления газа в угольных пластах и др.). Другую катего­рию составляют залежи, в которые УВ пришли извне, испытав

более или менее длительное перемещение. В подавляющем боль­шинстве случаев формирование скоплений УВ-флюидов проис­ходит наиболее успешно в непосредственной близости от очагов генерации УВ и над ними. При миграции из ближайших очагов в продуктивных горизонтах обычно наблюдаются неодинаковые по размерам залежи, расположенные друг над другом. Помимо не­равномерного подтока из близлежащих очагов генерации углево­дородов это может объясняться, конечно, и литолого-фациальной изменчивостью пород. Одни литологические разности более бла­гоприятны по своим свойствам для образования в них скопле­ний, а другие — менее. И.И. Нестеров, И.Н. Ушатинский и дру­гие считают, что в Западно-Сибирском НГБ очаги генерации нефти располагаются в тех же толщах, что и нефтяные скопле­ния, и близко от них. Это говорит о том, что нефти концентри­ровались в ближайших ловушках, в пластах с хорошими коллек-торскими свойствами.

При анализе формирования месторождений можно выделить последовательные этапы заполнения отдельных ловушек. Прежде всего это относится к многопластовым месторождениям, в кото­рых видны достоверные признаки вертикального перетока флюи­дов, особенно при маломощных разделах (глинистых и др.) меж­ду продуктивными пластами. В более верхних продуктивных пластах нефть может иметь меньшую плотность, чем в нижних. Это можно объяснить тем, что при просачивании нефти через шюхопроницаемые породы, разделяющие залежи, происходит как бы естественное хроматографирование, более легкие углево­дороды легче просачиваются через разделяющие продуктивные пласты глинистые или иные разделы. При хорошей сообщаемос-ти пластов различия в составе нефтей небольшие.

Свидетельством вертикальных перетоков является наличие газовых скоплений в верхних горизонтах продуктивных толщ нефтегазовых месторождений. В месторождении Узень в Запад­ном Казахстане на Мангышлаке скопления газа в меловых отло­жениях сформировались за счет его перетока из юрских отложе­ний. При этом вверх по разрезу отмечается постепенное сниже­ние содержания в составе газа тяжелых гомологов метана, кото­рый как более легкий идет первым. Если перетоки флюидов меж­ду пластами осуществляются достаточно свободно и между сери­ей пластов существует гидравлическая связь в них образуется «массивная» залежь, имеющая единый ВНК. При формировании залежей нельзя не учитывать и направленного напора воды, кото­рый может создавать перекос нефте- или газоводяного контакта (более высокий уровень со стороны большего напора при движе­нии воды по пластам), и залежь частично смещается на крыло

складки. Такие залежи называют висячими. В случае большого напора вода может вымыть нефть или газ из пласта.

Если межпластовые флюидоупоры более мощные и сложены плохопроницаемыми породами (пластичными глинами и др.), то перетоки затруднены. При наличии залежей с раздельными ВНК, образовавшимися в результате межрезервуарных перетоков, кон­туры и размеры залежей в вышележащих горизонтах часто мень­ше, чем в нижележащих, поскольку они образовались позже, хотя бывают случаи, когда верхние залежи имеют более крупные раз­меры. В этом случае, видимо, играет роль подток газа или нефти не только по вертикали, но и по пластам сбоку. В крупных нефте­газоносных комплексах, разделенных мощными региональными флюидоупорами, первостепенное значение для формирования скоплений имеют «свои» источники генерации углеводородов. Конкретное распределение газовых, нефтяных, газонефтяных и газоконденсатных залежей зависит не только от того, какие угле­водороды генерируют материнские толщи и от их связи с при­родными резервуарами и ловушками, но и от соотношения плас­товых давлений и давлений насыщения нефти газом.

Газоконденсатные месторождения имеют свои особенности формирования, которые определяются фазовыми переходами уг­леводородных растворов. Газовая фаза может переходить в жид­кую и наоборот. В процессе погружения сжатие при росте давле­ния приводит к появлению жидкой фазы, содержание которой возрастает до определенного предела. Дальнейшее повышение давления вызывает испарение жидкости и растворение образовав­шегося пара в газе. Часть УВ нефти (преимущественно легких) таким образом растворяется в газе. При снижении давления эта часть газовой фазы выпадает в виде конденсата. Кроме того, ма­теринская толща ниже ГЗН может пополнять залежь жирным га­зом и растворенным в нем легкими жидкими УВ. Содержание жидкой фазы в некоторых месторождениях Днепрово-Донецкого бассейна возрастает от 14 см³/м³ на глубине 2450 м (пластовое давление 25 МПа) до 76 см³/м³ на глубине 4320 м (давление 44 МПа). В некоторых случаях содержание конденсата может достигать 800-900 см³/м³ при давлении около 82 МПа, как это отмечено в месторождении Тенгиз в Казахстане.

При погружении залежи в более глубокие горизонты в нее начинает поступать сухой газ из материнской толщи, что умень­шает растворимость жидких УВ в газе и тем самым способствует дополнительно образованию конденсата. Нерастворившаяся в газе нефть может образовать в нижней части залежи своего рода экран, в какой-то степени препятствующий поступлению в верх­нюю часть залежи новых порций УВ, которые будут перетекать в другие структуры.

При воздымании и снижении давления из парообразной сме­си происходит выделение жидких углеводородов и выпадение га­зоконденсата. Он может забивать тонкие капилляры в пластах и затруднять разработку месторождения.

При постоянном поступлении углеводородов ловушка обыч­но заполняется полностью (до замка). При погружении ловушки и росте термобарических условий объем УВ в залежи может уменьшаться за счет сжатия газа, растворения газа в нефти, лег­ких фракций нефти в газе, и в связи с уменьшением объема за­лежь будет заполнять уже не всю ловушку, а часть ее (если, ко­нечно, не приходят дополнительные порции УВ). При подъеме ловушки возникают обратные процессы, и избыток УВ переходит в соседние ловушки или прорывается в более высокие пласты.

Переформирование залежей происходит активно в те перио­ды, когда изменяется структурный план, раскрываются ловушки, возникают разрывы, способствующие перетоку флюидов. Напри­мер, в скибовой зоне Карпат залежи антиклинальных складок были переформированы в результате образования лежачих скла­док, возникновения покровов, и распределение залежей носит очень сложный характер. Современное размещение залежей отра­жает прежде всего современный структурный план, начальное рас­положение нефти и газа может сохраняться только в «запечатанном виде» в случае литологических преобразований пород за пределами залежи (цементация) или по гидродинамическим причинам.

По мере погружения усиливается флюидодинамический фак­тор за счет поступления в осадочный бассейн новых порций флю­идов. Особенно интенсивно субвертикальные перемещения проис­ходят во время активации тектоно-магматической деятельности, когда могут поступать дополнительные объемы флюидов из глубо­ких горизонтов литосферы. В формировании месторождений мо­гут выделяться несколько фаз или этапов образования залежей.

Формирование месторождений зависит от тектонического ре­жима нефтегазоносных бассейнов. Месторождения во внутренних частях платформ обычно формируются в тектонически спокой­ных условиях, для которых характерны пологие слабо выражен­ные поднятия, группирующиеся в валы или развитые на обшир­ных сводах. Фазовый состав залежей и соотношение этих фаз со временем изменяется. Ловушки раннего образования первона­чально, возможно, заполнялись газом. В процессе дальнейшего погружения и поступления нефтяных углеводородов залежь при­нимала газонефтяной характер. При еще более глубоком погру­жении материнских пород в зону преимущественного газообразо­вания усиленное поступление газа трансформирует залежь, нефть будет выжата, легкие углеводороды нефти растворятся в газе, бо­лее тяжелые компоненты останутся в порах коллектора. Одним

из примеров такого образования является Оренбургское газокон-денсатное месторождение, где в порах отмечается присутствие остаточной нефти. Следы предыдущего существования нефтяной залежи, возможно, остались и в Астраханском месторождении.

При общем вздымании бассейна соотношение разных фаз в месторождениях меняется. Газ может отделится в самостоятель­ную фазу. Западно-Сибирский бассейн испытал значительный неотектонический подъем. Выделившийся при этом из пластовых вод газ частично растворил нефтяные углеводороды. Вероятно, газоконденсатные месторождения на севере Западной Сибири яв­ляются результатом этого процесса.

В краевых погруженных частях платформ условия формиро­вания месторождений имеют свои особенности. Здесь действует важный фактор интенсивного и быстрого прогибания с накопле­нием отложений большой мощности. В Прикаспийской впадине мощность осадочных образований, видимо, превышает 20 км, во впадинах Баренцева моря более 18 км. Интенсивное погруже­ние в позднепермское-триасовое время, по-видимому, послужило причиной интенсивной генерации газа в глубоких горизонтах и последующего формирования крупнейшего Штокмановского га-зоконденсатного месторождения и др.

Другой важный фактор — наличие в разрезе соленосных толщ. Они являются благоприятным признаком для нефтегазо­носное™. Примером этого являются такие крупнейшие бассей­ны, как Прикаспийский и Мексиканского залива, и менее мас­штабные, как Предкарпатский. Соленосные толщи, как уже упо­миналось, способствуют консервации крупных скоплений и явля­ются мощным структурообразующим фактором. Формирование месторождений происходит в процессе роста соляных куполов, который продолжается длительное время. При этом образуются многочисленные ловушки различного типа. За время роста соля­ного купола формирование и переформирование залежей, по-ви­димому, происходит неоднократно. Об этом свидетельствуют пе­рерывы в накоплении осадков, которые возникают при ускорен­ном росте купола. При конседиментационном развитии купола отдельные пласты выклиниваются к своду, возникают условия формирования литологически экранированных залежей, связан­ных с выклиниванием. Разрывы, возникающие при росте струк­туры, способствуют возникновению залежей тектонического эк­ранирования. Ловушки надсолевых отложений зрелого купола сильно нарушены разрывами. При росте купола в надсолевых от­ложениях углеводороды в залежах скапливаются раньше всего, затем они могут быть переформированы.

При всех этих преобразованиях одни залежи разрушаются, другие формируются при постоянном перетоке флюидов. В воз-

никших над куполами кепроках наблюдаются следы измененной нефти. Ловушки соляных куполов содержат преимущественно нефтяные залежи, реже залежи нефти с газовыми шапками и редко небольшие скопления газа.

В окраинноплатформенных перикратонно-орогенных бассей­нах на окраинах платформ в условиях коллизии с покровно-склад-чатыми сооружениями условия формирования месторождений на­пряженные. Такие же условия характерны для бассейнов внутрен­них частей подвижных поясов. При анализе процессов формиро­вания месторождений в складчатых областях необходимо обращать внимание на тектонический режим развития и прежде всего на смену этих режимов. Известно, что в складчатых областях интен­сивное прогибание сменяется ростом поднятий (инверсия режи­ма), что вызывает перестройку всей флюидодинамической систе­мы, следовательно, переформирование месторождений.

И.В. Высоцкий выделил кониммерсионные ловушки, возника­ющие во время прогибания и накопления осадков благодаря формированию конседиментационных поднятий, наличию пере­рывов, выклинивания пластов, росту рифовых массивов и др. В этих ловушках могут быть сформированы залежи нефти и газа. Кониммерсионные ловушки свойственны всем бассейнам, но наи­более широко они распространены на платформах. Другая кате­гория — конинверсионные ловушки — характерна преимуществен­но для складчатых областей. Здесь часто развиты высокоампли­тудные, быстро развивающиеся антиклинальные складки, ослож­ненные разрывами. Значительные углы наклона пластов, боль­шие перепады давлений обусловливают интенсивное перемеще­ние флюидов. Возникающие разрывы способствуют еще более быстрым перетокам, формированию и переформированию зале­жей. И.В. Высоцкий считает, что формирование скоплений УВ начинается на ранней фазе инверсии в складчатых областях. На поздней фазе инверсии, когда интенсивность складкообразова­ния увеличивается, усиливается разрывообразование, зарождают­ся надвиговые системы. В это время свободный газ уходит, нефти дегазируются. Не случайно в Предкавказье и других районах на складчатых бортах предгорных прогибов преобладают нефтяные месторождения, залежи в которых часто переформированы и не­однородны.

Большая часть нефтегазоносных бассейнов складчатых облас­тей характеризуется из-за несовпадения структурных планов не­сколькими этажами нефтегазоносности. При этом более нижние этажи при структурообразовании в более молодых верхних этажах подвергаются дополнительным преобразованиям, что может уси­лить, в частности, генерацию УВ. В условиях длительно развива­ющейся складчатости, например на погружении юго-восточного

Кавказа, нефтеобразование, складкообразование и формирование залежей растянулись на значительный промежуток времени, и эти процессы нельзя считать завершенными и поныне. На хоро­шо изученных месторождениях Азербайджана (Биби-Эйбат, Кала и др.) миграция нефти вверх по разрезу происходит параллельно с накоплением новых осадоч­ных толщ и их смятием в складки. Перетекание это про­исходит в несколько этапов, само усиление складкообразую-ших деформаций является сти­мулирующей силой при про­движении нефти вверх. Залежи, образовавшиеяся в более низ­ких горизонтах, дают нефть и газ для формирования скопле­ний УВ в более высоких и бо­лее молодых горизонтах. На рис. 7.26 виден характер рас­пределения залежей по разрезу. В сложных покровно-складчатых структурах, напри­мер в Карпатах, в процессе раз­вития надвигов залежи в под-надвиговых структурах попали в условия, значительно отличаю­щиеся от их начального поло­жения, и это отразилось на фа­зовом составе УВ и их распре­делении. То же можно сказать про месторождения бассейнов эпиплатформенных орогенов. В них существуют залежи в ло­вушках, сформировавшихся в пределах блоков, оставшихся от платформенного режима. Ловушки, возникшие значительно поз­же во время активизации тектонических движений в более моло­дых перекрывающих отложениях, являются основой формирова­ния месторождений в совершенно другом, более молодом струк­турном этаже. Наиболее благоприятными условиями для форми­рования крупных месторождений являются такие, при которых мощное прогибание не прерывается существенными складкооб-разовательными процессами. Это обеспечивает развитие нефтега­зоносности почти по всему разрезу нефтегазоносного бассейна: бассейны переходных зон в пределах Тихоокеанского пояса. Нап­ример, в Калифорнии в бассейнах Лос-Анджелес и Вентура за

сравнительно короткий срок олигоцен-квартера накопилось по­чти 12 км осадков, при этом существенных складкообразователь-ных движений не было. Здесь отмечается большой интервал пре­имущественной нефтеносности на глубине от 500 до 4000 м с формированием крупных месторождений. При этом отмечается очень высокая плотность запасов, достигающая 500 тыс. т/км². На северо-восточном Сахалине и прилегающем шельфе, где мощность накопившихся осадков также велика, а интенсивная складчатость произошла только в конце плиоцена, крупные зале­жи сформировались по всему разрезу бассейна от олигоцена до плиоцена включительно.