авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 9 |

«Министерство образования Российской Федерации Ухтинский государственный технический университет А.И. Дьяконов, Б.А. Соколов, Ю.К. Бурлин ТЕОРЕТИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ И ...»

-- [ Страница 2 ] --

Создание историко-геологогеохимической концепции нефтегазообразова ния позволило показать роль экзогенных и эндогенных факторов эволюции осадочного бассейна в нефтегазоносный, что явилось основой создания общей теории нефтегазоносности недр. В результате реализации историко-генетичес ких принципов нефтегазообразования был разработан историко-геологогеохи мический метод оценки перспектив нефтегазоносности осадочных бассейнов, опубликованный в 1971 г. (Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина, Б.А. Соколов).

Сущность предложенного метода заключается в выделении в разрезе бас сейна нефтегазоматеринских свит, определении степени катагенетического преобразования ОВ, установлении в разрезе места проявления ГФН (ГЗН), а также ГФН и зон газообразования. Объемы нефтегазоматеринских пород, нахо дящихся в условиях ГФН, выделяются как генераторы нефти, а в зоне ГФГ – как генераторы газа. Контуры этих зон определяют основную площадь нефте- и газонакопления.

Расчет удельной продуктивности нефтематеринских пород, плотности эмиграции углеводородов дает возможность оценить масштабы нефтегазообра зования и нефтегазонакопления в конкретных очагах. Углеводороды будут концентрироваться в ловушках, формирование которых предшествовало или совпадало с ГФН. Соответственно все выявленные в контуре зон генерации ло вушки, и прежде всего, антиклинальные, дифференцируются по времени их об разования относительно этапа генерации углеводородов. Определяется количе ство локальных поднятий или ловушек, образование которых совпадает с ак тивной генерацией углеводородов. Далее выполняется расчет ожидаемого ко личества углеводородов (раздельно для нефти и газа) на одно поднятие, исходя из возможного коэффициента успешности поисковых работ. Тем самым уста навливаются перспективы нефтегазоносности бассейна и выполняется нефтега зогеологическое районирование региона с наиболее вероятным размещением месторождений нефти и газа.

Разработанный метод впервые в мировой практике был применен для оценки перспектив нефтегазоносности протерозойских, палеозойских и мезо зойских формаций Московской синеклизы и Восточной Сибири. Метод позво лил оценить перспективы нефтегазоносности Степного Крыма, а также других регионов Тимано-Североуральского, Мезенского, Предгорного Дагестана, Вос точной Сибири, Дальнего Востока.

Таким образом, современные представления о нефтегазообразовании опи раются на учение о НГБ и историко-генетическую концепцию с эволюцией осадочного бассейна в нефтегазоносный, являющегося основой нефтегеологи ческого районирования. Осадочное выполнение его, вмещающее исходное ОВ, проходя эволюцию по стадиям литогенеза и катагенеза в ряду седиментогенез – диагенез – катагенез, и в разной степени реализовавшее свои нефтематеринские свойства, включает органическое вещество нового качественного состава, соз давая тем самым предпосылки для последующей активной генерации УВ и формирования их скоплений. В различных условиях катагенеза в среднем до 20% нефтегазоматеринского ОВ образует жидкие УВ, 50-60% количества их, участвующего в генерации, эмигрирует в коллектор в свободном состоянии.

Минимальная мощность нефтегазоматеринских пород, участвующих не только в генерации, но и эмиграции УВ в условиях ГЗН, составляет для жидких УВ 20 30 м. При формировании промышленных скоплений нефти в очаге генерации находятся, как правило, несколько нефтегазоматеринских толщ, непосредст венно контактирующих с коллекторами, что создает предпосылки для макси мальной аккумуляции УВ (Как = 0,95). В случае разобщенности нефтегазома теринских толщ и коллекторов коэффициент аккумуляции снижается.

Историко-генетические критерии нефтегазоносности НГБ представляют важнейший элемент оценки перспектив нефтегазоносности недр. В последнее время все большую доказательность и признание получают флюидодинамиче ские аспекты нефтегазообразования и прогнозирования нефтегазоносности в ви де новой теоретической концепции, связанной с формированием нефтегазонос ности в осадочной оболочке Земли. Ведущую роль в этом играют использование теплоэнергетического потенциала глубинных недр осадочных бассейнов, в т.ч.

зон разуплотнения в земной коре, и оформление этих и других энергетических факторов в форме новой флюидодинамической модели нефтегазообразования (В.Е. Хаин, Б.А. Соколов, 1989;

Б.А. Соколов, В.Н. Холодов, 1993;

В.Е. Хаин, Б.А. Соколов, 1994;

Б.А. Соколов, 1995;

1996).

Флюидодинамическая модель нефтегазообразования. Анализ размещения скоплений нефти и газа в осадочной оболочке Земли свидетельствует, с одной стороны, о практически повсеместном их распространении, а с другой избира тельной концентрации УВ. Это две характерные черты размещения месторожде ний нефти и природного газа, объяснение чему находится в условиях образова ния этих полезных ископаемых. Исходным веществом для них служат, как упо миналось ранее, захороненные остатки жизнедеятельности различных элементов биосферы, определяющие повсеместность процесса. Преобразование исходного органического материала связано с тепловыми источниками, приуроченными, в первую очередь, к мощным осадочным бассейнам и рифтогенным впадинам, ха рактеризующим его избирательность.

Если проблему исходного вещества для нефтегазообразования в целом можно считать решенной, то проблема механизма нефтегазообразования, яв ляющаяся ключевой, требует детализации. Общность химического состава рас сеянного ОВ осадочных пород и углеводородов является важным аргументом в пользу биосферного источника нефти и газа. Очевидна и роль тепловой энергии (прогрева осадков) для генерации жидких и газообразных УВ из твердого ис ходного вещества. Эти обстоятельства позволили создать концепцию об очагах генерации УВ и более четко сформулировать представления о главных фазах газо- и нефтеобразования, получивших распространение во всем мире. Соглас но этим представлениям, генерация нефти протекает наиболее активно в зоне с температурой от 50° до 160°С.

Теоретической основой для новых взглядов послужили идеи о саморазви тии и самоорганизации открытых неравновесных систем, разрабатываемые И.Р. Пригожиным и Ю.М. Пущаровским. Сущность метода состоит из трех положений. Первое из них заключено в законе вертикальной тектонико петрологической расслоенности литосферы и верхней мантии, выражающейся в чередовании зон уплотнения и разуплотнения. Второе в том, что разуплот ненные зоны представляют собой вместилища природных породных раство ров, в том числе углеводородных, и расплавов (ППРР). Третье положение оп ределяется тем, что флюиды, насыщающие зоны разуплотнения, при нагреве значительно повышают внутреннее давление и за счет этого расширяются.

Это обстоятельство приводит к созданию своеобразной гидравлической по душки, приподнимающей вышележащие слои и даже их прорывающей.

В результате возникает неравновесная и неустойчивая система, в которой, с одной стороны, отдельные блоки земной коры перемещаются относительно друг друга в вертикальном и горизонтальном направлениях, а с другой, за счет прорыва флюидов осуществляется тепломассоперенос из глубоких частей Зем ли в верхние горизонты. Представление о ППРР зон разуплотнения дает воз можность понять и объяснить такие широко распространенные явления, как сейсмичность, покровообразование, гидротермальное рудообразование, соля нокупольный и глиняный диапиризм, грязевой вулканизм, вулканическая и магматическая деятельность, алмазоносные трубки взрыва, гидротермальные источники.

Общепризнанной теории возникновения зон разуплотнения в земной коре и верхней мантии не существует. Наиболее популярна концепция дефлюидиза ции. При погружении и нарастании температуры в НГБ происходит трансфор мация физических свойств минералов, горных пород и содержащегося в них ОВ, при этом одни минералы переходят в другие. Другими словами, имеет ме сто потеря летучих компонентов, которые включают, прежде всего, воду, а также углекислоту, нафтеновые кислоты, углеводороды, различные газы. Про исходит так называемая дегидратация, или дефлюидизация, пород, за счет ко торой создаются зоны разуплотнения, насыщения растворами и расплавами.

Новообразованные флюиды и, в первую очередь, вода, переходя из связанного состояния в свободную фазу, переводят в раствор не только легкорастворимые соли, но и такие породообразующие минералы, как кварц, кальцит, алюмосили каты и другие. ППРР, участвующие в создании зон разуплотнения, возникают и при плавлении горных пород в условиях погружения на большие глубины в зо ны высоких температур. Так, пласты каменной соли трансформируются в гори зонты жидкой рапы, которая при дальнейшем прогреве приобретает высокую внутреннюю энергию и прорывает вышележащие слои, образуя солянокуполь ные диапиры.

Все это позволяет сделать два основополагающих вывода. Первый нефть и газ, объединяемые понятием углеводородного раствора, есть ни что иное, как тривиальный вариант сравнительно низкотемпературной дефлюидизации оса дочных нефтегазоматеринских пород, обогащенных ОВ. Второй саморазвитие осадочного нефтегазоносного бассейна, испытывающего интенсивное погруже ние, что приводит к созданию мощной системы восходящих тепловых потоков, активизирующих процессы нефтегазообразования во всем бассейне. Чем интен сивнее прогибание, тем выше уровень реализации нефтегазоматеринского потен циала, накопленного данным бассейном (рис. 10). Реализация нефтегазоматерин ского потенциала в осадочном бассейне напрямую зависит от условий его про грева. Эти условия на первом этапе связаны с внешними тепловыми потоками, источником которых являются тепловые потоки, образующиеся за счет де флюидизации мантийных диапиров, а на втором этапе основная роль принад лежит тепломассоносителям из нижних частей осадочного разреза нефтегазо носного бассейна.

Как уже отмечалось, погружение осадочных пород сопровождается воз никновением флюидонасыщенных зон разуплотнения. В верхней части осадоч ного разреза флюиды представлены водно-углеводородными компонентами, в нижней – водно-углеродно-углекислыми, реже эвапоритовыми и рудными. Под действием возрастающей с глубиной температуры флюиды разогреваются и внутрипластовое давление аномально увеличивается. Это приводит к тому, что периодически разогретые флюиды прорываются в более высокие части осадоч ного бассейна. Мигрирующие вверх флюиды, в свою очередь, являются мощ ными тепломассоносителями. Они реализуют конвекционный механизм весьма значительного дополнительного прогрева вышележащих осадочных толщ, тем самым резко ускоряя катагенетическое преобразование пород и содержащегося в них ОВ. Здесь имеет место взаимодействие двух разнонаправленных вещест венно-энергетических потоков.

Один из них связан с погружением и катагенетическим преобразованием пород и содержащихся в них ОВ – продукта жизнедеятельности бактериосфе ры, а другой – с подъемом конвективного теплового потока, осуществляющего тепломассоперенос из нижних частей бассейна к его поверхности. При этом следует иметь в виду, что составной частью вертикальных флюидных потоков закономерно являются нефть и природный газ, генерируемые очагами углево дородообразования. Очаги представляют собой погруженные части нефтегазо материнских отложений осадочного бассейна, которые попали в зоны нефте- и газообразования, имеющие температуры 100°С и более.

1 – осадочный разрез в условиях погружения (I);

2-7 – флюидонасыщенные зоны разуплотнения (2 – нефтегазовая, 3 – ГЗН, 4 – ГЗГ, 5 – термального газа, 6 – кис лых газов, 7 – газорудная);

8 – астеносфера;

9 – земная кора;

10 – верхняя мантия;

11 – соляные купола (V);

12 – грязевые диапиры (IV);

13 – листрические наруше ния;

14 – изотермы, С°;

15 – перемещение неуглеводородных теплоносителей (III);

16 – перемещение углеводородных потоков (II);

17 – направление движения УВ;

18 – направление движения водноуглекислых флюидов.

Рис. 10. Схема взаимодействия процессов погружения, мантийно-конвекционного прогрева и нефтегазообразования в осадочных бассейнах (составил Б.А. Соколов) Углеводородные потоки, поднимаясь по трещинам и порам вверх по разре зу, пересекают коллекторские горизонты, где температура и давление ниже со ответствующих показателей в очагах генерации, что приводит к насыщению этих горизонтов нефтью и газом. Если процесс погружения бассейна достаточ но длителен, то в его разрезе появляются несколько уровней, на которых распо ложены очаги генерации УВ, а над ними несколько этажей размещения залежей углеводородов. Причем, если внизу состав нефти и газа будет приблизительно отвечать составу ОВ сопряженного с ними очага генерации, то в вышерасполо женных скоплениях нефти и газа их химический состав будет иметь смешан ный характер за счет смешения углеводородов, мигрировавших из различных нижерасположенных очагов. Из этого вытекает очень важное следствие, на званное принципом встречного движения: чем интенсивнее и длительнее по гружение в осадочном бассейне, тем более высокую температуру будет иметь восходящий тепловой поток и тем энергичнее будет протекать процесс нефте газообразования. Принцип встречного движения следует рассматривать как важный механизм размещения и формирования химического состава углеводо родных залежей в осадочном бассейне с мощностью разреза более 4-4,5 км.

Химический состав нефти и газа будет формироваться за счет смешения уг леводородов разных генерационных толщ. Этот важный вывод флюидодинами ческой концепции до сих пор практически не учитывался при изучении геохи мии нефти и газа и корреляции их состава с составом ОВ генерационных толщ.

Флюидодинамическая модель, исходя из этого, базируется на формирова нии в разрезе стратисферы (литосферы) самостоятельной углеводородной обо лочки, так называемой увосферы Земли, с возобновляемыми ресурсами угле водородного сырья за счет огромного генерационного потенциала осадочных нефтегазоносных бассейнов. Исследованиями последних лет подтверждена степень возобновляемости ресурсов газа до 0,001% за десять лет на 1 условную единицу топлива, нефти – до 0,0001% за 10 лет на 1 условную ед. топлива.

Теоретической базой модели является, таким образом, существование трех энергоемких эволюционно-динамических и флюидодинамических цикла в раз витии Земли:

1 – цикла инъекционно-очагового нефтегазообразования;

2 – цикла саморазвивающегося активного углеводородообразования в оса дочных бассейнах;

3 – цикла "смешивающегося" нефтегазообразования с условным равнове сием генерационных и гипергенных факторов.

В течение первого цикла в условиях огромного генерационного потен циала производится значительное количество энергоемких углеводородных флюидов инъекционного генезиса. Характерной особенностью их является высокая степень зрелости генерируемых углеводородов в осадочных бассей нах как молодых, так и древних платформ. Она достигает по стерановым ко эффициентам, фиксирующим степень зрелости углеводородов, высоких зна чений: 20S/20R - 0,6, РР/аа + РР - 0,5 (Б.А. Соколов, Э.А. Абля, 1999, С.27-34).

Во втором цикле развития в условиях увосферы саморазвивающихся НГБ доминируют вновь образованные УВ с "выравниванием" свойств генерируемых углеводородных флюидов согласно схемы вертикальной геохимической и ката генетической зональности. В третьем цикле, наряду с накоплением качественно новых по характеру углеводородных флюидов и появлением более "зрелых" биомаркеров, в существенном количестве отмечаются "незрелые" биомаркеры, генерируемые в НГБ "in situ".

Таким образом, нефтегазообразование представляет собой универсальный саморазвивающийся процесс, закономерно сопровождающий существование осадочных бассейнов. Последние являются накопителями ОВ и производите лями УВ и имеют повсеместное распространение, генерируя нефть и газ.

За всю историю существования система осадочных бассейнов произвела гигантское количество нефти и газа – многие триллионы тонн нефти и кубиче ских метров газа. Если бы лишь часть этого количества попадала на поверх ность Земли, то жизнь на планете давно бы перестала существовать. Однако развитие бассейнов происходит таким образом, что основное количество угле водородов перехватывается осадочными слоями с невысокими термобариче скими характеристиками, а то количество, которое все-таки достигает поверх ности Земли, уничтожается бактериями.

Статистика размещения по глубине месторождений нефти и газа в осадоч ных бассейнах мира однозначно свидетельствует о наличии оптимального гло бального уровня в 1-3 км, на который приходится до 85% разведанных запасов нефти и газа. Для бассейнов бывшего СССР на глубинах до 3,5 км сосредото чено 92% разведанных запасов нефти и 88% запасов газа. Вместе с тем, не ме нее 50% прогнозных ресурсов сырья приурочено к интервалу глубин от 3,5 до 7 км. Что касается глубинного положения очагов генерации, которым отвечают зоны с температурой 100-160°С и более, то для них характерен большой раз брос в интервале – от 2 до 10 км (рис. 11), причем если первая статистическая особенность имеет более универсальный характер для любого типа бассейнов, то вторая индивидуальна для каждого бассейна.

Рассмотренные выше флюидодинамические факторы нефтегазообразова ния и глобального нефтегазонакопления являются надежным теоретическим базисом, обеспечивающим действенность и эффективность новой флюидоди намической модели нефтегазообразования. Взаимодействие биосферы и лито сферы закономерным образом приводит к созданию углеводородной сферы, существующей как саморазвивающаяся система. Тем самым результатами предшествующих теоретических, в том числе флюидодинамических, исследо ваний была подготовлена необходимая основа для современной модели образо вания углеводородов и раздельного количественного прогноза перспектив неф тегазоносности.

I.1.4. Современная генетическая модель образования и количественной оценки нефти и газа Современная модель образования нефти и газа разработана видными учены ми-нефтяниками страны И.М. Губкиным, В.А. Соколовым, А.А. Трофимуком, Н.Б. Вассоевичем, И.В. Высоцким, В.А. Успенским, Б.А. Соколовым, И.И. Аммо совым, Н.В. Лопатиным, А.Э. Конторовичем, С.Г. Неручевым и др. в 1971-75 гг.

на биогеохимической основе, предложенной впервые В.И. Вернадским в 1925 го ду. Теоретическим базисом модели является биогенная осадочно-миграционная теория стадийной генерации жидких и газообразных углеводородов. Эта генети ческая модель нефтегазообразования, дополненная новой флюидодинамической моделью, сохраняет свою актуальность до настоящего времени.

Вместе с тем в указанных исследованиях остается недооцененной роль тектонодинамических и эволюционно-катагенетических факторов в генерации углеводородов различного фазового состава, нефтегазонакоплении и размеще нии крупных месторождений в литосфере.

Возникшее с учетом этих факторов новое динамотектоническое эволюци онно-катагенетическое направление раздельного количественного прогноза нефтегазоносности (А.И. Дьяконов, 1976;

А.И. Дьяконов, В.И. Ручнов, Н.В. Лопатин, 1976;

С.П. Максимов, Э.Д. Добрида, А.И. Дьяконов, 1984;

А.И. Дьяконов, Н.И. Белый, 1993 и др.), опираясь на установленные генетиче ские и флюидодинамические зависимости (Б.А. Соколов, 1982;

1996), базирует ся на комплексных историко-генетических связях тектонодинамики с нефтега зогенерацией и нефтегазонакоплением.

Конкретным выражением существующих зависимостей является мера влияния на активность генерации и аккумуляции углеводородов определенных тектонодинамических показателей, которые в комплексе с геохимическими и эволюционно-катагенетическими образуют основу нового метода прогнозиро вания нефтегазоносности.

1 – ГЗН;

2 – возраст бассейна.

Рис. 11. Положение главной зоны нефтеобразования (ГЗН) в бассейнах различного возраста (составил Б.А. Соколов) До настоящего времени основные в этом палеотектонические исследова ния и реконструкции недостаточно использовались в решении конкретных за дач регионального, зонального, локального прогноза и направленного поиска месторождений. В большинстве изданий, в том числе учебных, по прогнозиро ванию, поискам и разведке месторождений, нефтегазовой геотектонике методы палеотектонического анализа нефтегазоносности практически не рассматрива лись. Из современной учебной и специальной литературы только единичные (В.Е. Хаин, 1954;

М.Я. Рудкевич,1974;

К.А. Машкович, 1976) включают от дельные аспекты эффективного историко-генетического тектонодинамического метода раздельного прогноза нефтегазоносности.

Новое тектонодинамическое направление оценки генерационного потен циала и раздельного прогнозирования перспектив нефтегазоносности регионов, зон и локальных объектов, сформулированное в виде историко-генетического тектонодинамического метода, предусматривает на заключительном этапе про гноза оценку масштабов генерации, аккумуляции и начальных потенциальных (прогнозных, суммарных) ресурсов углеводородов на эволюционно-катагенети ческой динамотектонической основе и учитывает конкретные количественные связи между тектоническими процессами, нефтегазогенерацией и нефтегазона коплением с дифференциацией углеводородов по фазовой характеристике.

Сущность современного генетического тектонодинамического метода за ключается в применении оптимального комплекса тектонодинамических показа телей раздельного прогноза нефтегазоносности. Эти показатели, характеризуя в конкретных величинах эволюционно-катагенетических критериев генетические связи динамотектонических процессов с нефтегазонакоплением, отражают обу словленные ими особенности раздельного размещения нефти и газа. Получением с помощью традиционных методов палеотектонического анализа "нетрадицион ных" диагностических значений различных форм тектонической активности можно успешно решать практические задачи оценки генерационного углеводо родного потенциала, обоснования и проведения эффективных поисков зон неф тегазонакопления и крупных месторождений.

К последовательно решаемым задачам относятся:

– определение темпа седиментации;

– градиентов скоростей осадконакопления;

– динамических характеристик развития структурных форм;

– раздельный прогноз нефтегазоносности локальных поднятий;

– оценка генерационного и аккумуляционного потенциала впадин и проги бов, начальных потенциальных ресурсов нефти и газа на эволюционно-катаге нетической основе на уровне регионального, зонального, локального прогноза;

– оперативный прогноз нефтегазоносности зон нефте- и газонакопления;

– обоснование главных направлений и первоочередных объектов поиска и разведки месторождений нефти и газа.

Целью исследований по разработке модели прогноза на отмеченных мето дических принципах является познание роли тектонодинамики и обоснование соответствующих оценочных показателей на региональном, зональном, локаль ном уровнях, выявление тектонодинамических, морфогенетических и морфост руктурных характеристик, определяющих формирование и размещение зон нефтегазонакопления, месторождений и залежей. Все это направлено на повы шение достоверности прогнозирования нефти и газа, геолого-экономической эффективности геологоразведочных работ.

В качестве базисных исследований используются анализ и обобщение раз личных тектонодинамических и эволюционно-катагенетических характеристик для нефтегазоносных бассейнов молодых и древних платформ, краевых проги бов и геосинклинальных горноскладчатых областей. Анализ и обобщение произ водятся целенаправленно и включают на завершающем этапе применение дина мотектонических показателей для решения задач нефтегазовой геологии, прежде всего в области эффективного раздельного прогноза перспектив нефтегазоносно сти и обоснования направленного поиска крупных месторождений. Для этого широко используются результаты исследований И.О. Брода, А.А. Бакирова, Н.Б. Вассоевича, И.В. Высоцкого, Н.А. Еременко, Н.А. Крылова, Ю.А. Косыги на, С.П. Максимова, В.Е. Хаина и др., а также многолетних целенаправленных исследований авторов.

Физико-химическая сущность рассматриваемой эволюционно-катагенети ческой модели заключается в использовании вертикальной геохимической зо нальности углеводородов различной фазовой характеристики и зависимостей их состава от степени прогрева органического вещества при соответствующем уровне катагенеза. Величина прогрева ОВ и палеотемпература нефтегазомате ринских пород определяется абсолютной глубиной их погружения в осадочно породном бассейне и величиной геотермической ступени (обычно 30-33 м на 1°С или термоградиента 3,3-3,0°С на 100 м погружения). Исследованиями под тверждается зависимость генерации углеводородов соответствующего фазового состава от уровня литогенеза пород и катагенеза ОВ соответствующего типа.

Наиболее простым и достоверным показателем температуры и палеотем пературы в разрезе осадочной толщи является степень углефикации органиче ского вещества, фиксируемая величиной отражательной способности витрини та – одной из чаще встречающихся разновидностей углистого вещества. Витри нит назван И.И. Аммосовым земным "термометром". В соответствии с установ ленными градациями "угольной шкалы" по маркам углей выделяются: 1 – бу роугольная градация (марка углей "Б"), 2 – длиннопламенная (марка углей "Д"), 3 – газовая градация (марка углей "Г"), 4 – жирная (марка углей "Ж"), 5 – кок совая первая градация (марка углей "К 1"), 6 – коксовая вторая (марка углей "К2"), 7 – тощеспекающаяся градация (марка углей "ТП") и др. Каждая из вы деленных градаций определяется соответствующим уровнем температуры (па леотемпературы), фиксируемым отражательной способностью витринита (R), и степенью катагенетического преобразования ОВ в характерном диапазоне: про токатагенезе ПК с тремя подградациями – ПК1, ПК2, ПКз – от 20 до 50°С, R – от 6 до 7 ед.;

мезокатагенез 1 (МК1) – от 50 до 100°C, R – от 7,1 до 7,8 ед.;

мезока тагенез 2 (МК2) – от 100 до 135°С, R – от 7,9 до 8,5 ед.;

мезокатагенез 3 (МК3) – от 135 до 165°С, R – от 8,6 до 9,5 ед.;

мезокатагенез 4 (МК4) – от 165 до 185°С, R – от 9,6 до 10,0 ед.;

мезокатагенез 5 (МК5) – от 185 до 205°С, R – от 10,1 до 11,0 ед.;

апокатагенез 1 (АК1) – от 205 до 220°С, R – от 11,0 до 12,0 ед.;

и т.д.

Указанная последовательность поинтервального роста температуры от диагенеза-раннего эпигенеза до глубокого эпигенеза при постоянных значениях геотермической ступени (33 м на 1°С) хорошо согласуется с глубиной погру жения нефтегазоматеринских отложений в осадочно-породном бассейне, харак теризуясь интервалами глубин, адекватным величине прогрева: в среднем до 1800 м, до 3300 м, до 4500 м, до 5000 м, до 6100 м, до 6700 м, 7200 м и т.д. Тер мобарическая эволюция осадочно-породного бассейна, выражающаяся в после довательном прохождении его разновозрастными осадками термально актив ных зон, создает необходимые генетические условия для образования углево дородов соответствующего фазового состава. Тем самым создаются необходи мые предпосылки для массовой генерации газа и нефти и эволюции осадочно породного бассейна в нефтегазоносный.

Современная эволюционно-катагенетическая модель образования нефти и га за, соответствующая биогенной осадочно-миграционной теории, дана на рис. 12.

Она полностью подтверждается результатами геохимического и катагенетическо го изучения органического вещества нефтей, газов и битумоидов, а также данны ми экспериментов по термобарическому воздействию на нефтегазоматеринские породы. При этом максимум образования и эмиграции подвижных битумоидов из материнских пород приходится на интервал температурного прогрева их от плюс 50°С до плюс 165°С, характеризуемый максимальной амплитудой битумообразо вания в имитируемых природных условиях. На основании этого можно заключить о наиболее благоприятных условиях генерации нефти в указанном температурном интервале и соответствующей глубине погружения нефтегазоматеринских отло жений.

Рис. 12. Современная эволюционно-катагенетическая модель образования нефти и газа Степень углефикации ОВ в них варьирует от длиннопламенной ("Д") и уровня катагенеза MK1 до жирной ("Ж") и уровня катагенеза МК3. Таким обра зом, активная генерация нефти начинается от палеотемпературы в среднем плюс 50°С и завершается при палеотемпературе плюс 165°С и нормальном гор ном давлении, соответствующем глубине погружения. Этот временной интер вал получил название главной фазы генерации нефти (ГФН).

Наибольшая газоотдача из нефтегазоматеринских осадков фиксируется до указанного минимального температурного предела начала ГФН (плюс 50°С) при буроугольной стадии углефикации ОВ ("Б") и уровне катагенеза, отвечаю щем протокатагенезу (ПК) при доминирующем активном газообразовании. Со ответствующий временной интервал назван начальной фазой (или зоной) ге нерации газа (НФГ, НЗГ).

Резкое увеличение масштабов генерации углеводородного газа, как показы вает схема, вновь отмечается при температуре прогрева нефтегазопроизводящих пород, превышающей плюс 165°С, а отвечающий этим условиям временной ин тервал, характеризующийся коксовой первой, коксовой второй, тощеспекающей ся и другими стадиями углефикации ОВ и соответствующими уровнями его ка тагенеза [МК4, МК5, АК] и др., в отличие от предыдущего, назван главной фа зой образования газа (ГФГ). Адекватно геолого-геохимические условия пребы вания нефтегазоматеринских осадков в главной фазе генерации нефти (ГФН) по лучили название главной зоны нефтеобразования (ГЗН), в главной фазе гене рации газа – главной зоны газообразования (ГЗГ).

Рассмотренная схема генерации углеводородов различной фазовой харак теристики является научной основой вертикальной геохимической зональности их в литосфере, предложенной И.В. Высоцким, Н.Б. Вассоевичем в 1973 г. Тем самым сложилась всесторонне обоснованная стройная система взглядов на ге нерацию нефти и газа и формирование залежей, базирующаяся на принципах стадийности процессов образования углеводородов различного фазового соста ва под влиянием термобарических условий. В результате появилась современ ная эволюционно-катагенетическая модель нефтегазообразования. Последняя определила необходимые условия для наиболее достоверной оценки начальных потенциальных и прогнозных ресурсов нефти и газа на эволюционно катагенетической основе с тремя фазово-углеводородными уровнями такой оценки: масштабов генерации, масштабов аккумуляции и начальных потенци альных ресурсов УВ соответствующего фазового состава. Методические прин ципы таких расчетов более детально будут рассмотрены ниже.

I.1.5. Геологические, геохимические и катагенетические факторы генерации и аккумуляции углеводородов в осадочном нефтегазоносном бассейне Основоположником учения о нефтегазоносных бассейнах И.О. Бродом впер вые в рамках бассейна учтены тектонические и структурно-фациальные факторы, влияющие на генерацию нефти и газа и формирование нефтяных и газовых ме сторождений (Брод, 1947). На примере Азово-Кубанского, Среднекаспийского, Каракумского, Западно-Сибирского, Тимано-Печорского и других осадочных бас сейнов молодых и древних платформ были сформулированы тектонические прин ципы нефтегазонакопления, положенные в основу районирования перспективных территорий. На приуроченность всех нефтегазоносных областей как на платфор мах, так и в геосинклиналях к зонам активного прогибания указал Н.Б. Вассоевич (1956). В.Е. Хаин рассматривал в качестве первого геотектонического критерия нефтегазоносности длительное и устойчивое "волновое погружение" обширных площадей, выражающееся в образовании прогибов, заполненных осадками боль шой мощности (1954). Наиболее важными являлись выводы о более древнем за ложении структурных форм с нефтяными скоплениями и генетической связи про цессов тектогенеза и нефтегазонакопления.

Как указывалось ранее, в качестве руководящих принимаются следующие геолого-геохимические положения образования углеводородов и формирования их залежей:

1. Генерация нефти и газа происходит в результате катагенетических пре вращений органического вещества при прогрессивном литогенезе отложений и катагенезе ОВ по мере погружения глинистых нефтегазоматеринских пород в осадочном бассейне с различным темпом опускания и поднятий в тектониче ских зонах и очагах генерации и аккумуляции углеводородов.

2. Наличие в разрезе темноцветных глин и глинистых пород, содержащих органическое вещество сапропелевого, гумусового или смешанного типа в ко личестве выше кларка (более 0,01%). Темноцветность представляет характер ный признак нефтегазоматеринских отложений. Красные, коричневые, зеленые и голубые цвета этих пород свидетельствуют о практическом отсутствии неф тегазопроизводящего потенциала. Вместе с тем, и те, и другие служат даже при наличии небольшой песчано-алевритовой примеси надежными флюидоупора ми. Отмеченный показатель темноцветности пород указывает на восстанови тельный характер фациально-геохимической среды, благоприятный для генера ции углеводородов в субаквальных анаэробных условиях.

3. Степень литогенеза осадочных пород и соответствующий уровень ката генетического преобразования органического вещества являются определяю щими факторами генерации УВ: протокатагенез (ПК), мезокатагенез (МК), апокатагенез (АК), характеризующие масштабы и активность нефтегазообра зования с генерацией в протокатагенезе газа, в мезокатагенезе (за исключением поздних стадий МК4, МК5) – нефти, апокатагенезе газа. Масштабы процесса возрастают при росте содержания ОВ в нефтегазоматеринских отложениях.

4. Присутствие в разрезе пород-коллекторов: песков, песчаников, алевритов, алевролитов, органогенных известняков, различных трещиноватых пород, в т.ч.

вулканогенных. Характерным свойством их является способность вмещать и фильтровать через себя значительные количества углеводородных флюидов.

5. Наличие природных резервуаров и ловушек для нефти и газа (природ ных "емкостей" значительного размера), которые могут вмещать промышлен ные количества углеводородов, сохранность которых обеспечивается флюидо упорами достаточной мощности (десятки – первые сотни метров).

6. Разное время формирования залежей в палеозое, мезозое и кайнозое в различных тектонических зонах по мере образования в них соответствующих термодинамических и термокаталитических условий, отвечающих главной фазе нефтеобразования (при опускании материнских пород до зоны с температурой от 50 до 165°С), обычно более длительное – в мезозое.

7. Нефтегазонакопление осуществляется на начальных этапах при домини рующей роли локальной внутрирезервуарной миграции, а на завершающей ста дии – латеральной миграции. При дальнейшем погружении пород в зоны апо катагенеза "истощенное" ОВ генерирует газообразные углеводороды (в основ ном сухой метановый газ).

В настоящее время доказано определяющее значение тектонической ак тивности (от 20 до 100 м/млн. лет) в условиях устойчивого прогибания при нормально морской и эпиконтинентальной седиментации для формирования нефтегазоносных формаций, нефтегазоносных платформенных и геосинкли нальных НГБ. Образование оптимальных соотношений нефтематеринских гли нисто-карбонатных пород-покрышек и коллекторов в терригенном и карбонат ном разрезе обеспечивается преимущественно при том же темпе седиментации.

Формы и генетические зависимости между тектонической активизацией, т.е.

тектонодинамикой, и нефтегазоносностью вполне конкретны.

Основные положения генетической связи тектонических движений с неф тегазогенерацией и нефтегазонакоплением были сформулированы ранее (В.Е. Хаин, 1954;

И.О. Брод и др., 1964). Ведущей здесь является приурочен ность генерации и аккумуляции нефти и газа к областям длительного устойчи вого прогибания земной коры в процессе седиментации. В практических целях должна использоваться важнейшая закономерность: все формы тектонической активности в осадочно-породных бассейнах представляют определяющие зве нья регионального процесса нефтегазонакопления в земной коре. Конкретные количества и характер УВ, зависимость между темпом тектонических движений характера, типа УВ и масштабами нефтегазонакопления сформулированы лишь в последнее время (А.И. Дьяконов, 1978, 1986, 1993 гг.).

Установление периодичности в накоплении осадков с выделением седимен тационных циклов, ограниченных перерывами, представляет важнейший вид анализа по выяснению условий нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Особенно четко проявляется цикличность осадконакопления, генетически свя занная с тектонической цикличностью. Для установления периодичности и цик личности в осадконакоплении с выделением седиментационных циклов необхо димо использование таких важнейших показателей тектонической активности, как перерывы в накоплении осадков, размывы и несогласия.

В основу типизации несогласий и перерывов положена классификация В.Е. Хаина (1973, С. 146-154). В соответствии с этой классификацией следует выделять семь типов несогласий (рис. 13): 1 – эрозионное (параллельное) не согласие, 2 – краевое трансгрессивное несогласие, 3 – географическое несо гласие, 4 – угловое несогласие, 6 – подводнооползневое несогласие, 7 – азиму тальное несогласие. Все эти несогласия обусловлены наличием перерывов в осадконакоплении (региональных или локальных, подводных или наземных, конседиментационных или одноактно-кратковременных и др.). Образование их связано, как правило, с ростом поднятий, региональным подъемом терри тории или формированием моноклиналей.

Продолжительность перерыва в осадконакоплении или роста поднятия дает возможность оценить по величине мощности размытых отложений в централь ной его части скорость восходящих движений, отождествляемую со скоростью роста структур или образования региональных наклонов слоев на моноклиналях.

Рассмотрим наиболее распространенные типы несогласий, используемые при расчете активности развития региональных и локальных структурных форм.

В пределах молодых и древних платформ и их краевых прогибов самым распространенным видом несогласий являются трансгрессивные перекрытия от ложений в краевых зонах впадин и прогибов. Для них свойственны значительная мощность размытых осадков (до 1000 м и более), резкое погрубение отложений в подошве трансгрессивной части цикла и, как правило, заметные угловые несо гласия между циклическими толщами, достигающие 8-10 и более градусов.

Здесь же широко распространено трансгрессивное (стратиграфическое) прилега ние горизонтов с облеканием подстилающих образований, для которых, кроме угловых несогласий, свойственно выпадение значительной мощности (до 200 м и более) в низах перекрывающей серии. Чаще это несогласие конседиментацион ное. По северному склону Кавказа и западному склону Урала отмечаются под воднооползневые несогласия, а также скрытые внутриформационные несогласия и перерывы, сменяющиеся вверх по восстанию слоев трансгрессивным перекры тием отложений.

1 – стратиграфическое несогласие: а – параллельное несогласие;

б – параллельное прилегание;

в – плащеообразное облегание;

2 – краевое несогласие: а – трансгрес сивное перекрытие;

б – трансгрессивное прилегание;

в – регрессивное прилегание;

3 – географическое (картографическое ) несогласие;

4 – угловое несогласие:

а – региональное;

б – местное;

5 – конседиментационное (дисперсное) несогласие;

6 – подводно-оползневое несогласие;

7 – азимутальное несогласие:

а – региональное;

б – местное.

Рис. 13. Основные виды и разновидности несогласий (по В.Е. Хаину) Рассмотрим особенности циклической седиментации и характер строения седиментационных циклов на примере мезокайнозойских отложений Скифской плиты, та же специфика седиментационной цикличности сохраняется и для других осадочных бассейнов эпипалеозойских и более древних плит.

В составе седиментационных циклов выделяются динамическая и статиче ская части. Первая включает трансгрессивный (в нижней части серии) и регрес сивный (в верхней части) комплексы осадков, формирование которых связано с активной динамикой водной среды, вторая содержит промежуточную серию нормально морских отложений, формировавшихся в условиях спокойной вод ной среды.

В качестве особенностей выделения и анализа седиментационных циклов в осадочных бассейнах платформенных и геосинклинальных систем и значения их для оценки тектонодинамики и формационного состава осадков следует от метить следующее.

Седиментационные циклы, отождествляемые с тектоническими циклами, наиболее четко выраженные по периферии осадочного бассейна в ограничен ных перерывами комплексах осадков, характеризуются стратиграфической "не полнотой" за счет межформационных и внутриформационных перерывов, раз мывов и выпадения части разреза. Регрессивные составляющие терригенных толщ, отличающиеся погрубением осадков в кровле разреза, полностью выкли ниваются в направлении суши, а трансгрессивные – более грубообломочные в подошве циклической серии, замещаясь к центру седиментационного бассейна глубоководными глинистыми образованиями с уменьшением мощности.

Регрессивная составляющая цикла в морском шельфовом и эпиконтинен тальном бассейне формировалась в условиях темпа прогибания 20-30 м/млн. лет и градиентов скоростей седиментации от 30 до 40 м/млн. лет, обеспечивающих оп тимальные возможности для накопления песчано-глинистых и грубообломочных фаций. Седиментационные циклы с трансгрессивной фазой характеризуются не сколько увеличенными показателями тектонической активности с градиентами скоростей до 50-60 м/млн. лет. В формационном составе этих циклов доминируют глинисто-алевритовые литофации с песчано-конгломератовыми в базальных сло ях. В трансгрессивную фазу, кроме нормально морских осадков, наиболее типич ными являлись турбидиты – грубообломочные образования с мощными линзооб разными телами песчаников, формировавшиеся при аномально высокой тектони ческой активности со скоростями седиментации до 200 м/млн. лет и более.

Таким образом, с тектонической цикличностью в условиях нормально мор ской компенсированной седиментации со скоростями прогибания до 50 м/млн. лет связано образование циклических толщ определенного формационного состава с преобладанием терригенных литофаций и оптимальным количеством песчаников и глин (от 30 до 50%).

Анализ циклической седиментации в осадочно-породных бассейнах моло дых и древних платформ показывает увеличение количества глинистых пород, слагающих циклы, и усиление их роли в нефтегазообразовании при компенси рованном осадконакоплении и относительно высоком темпе прогибания (свы ше 30 м/млн. лет). Одновременно возрастает интенсивность накопления ОВ, улучшаются условия преобразования его в углеводороды и их сохранность.

Напротив, при малых скоростях седиментации (менее 25 м/млн. лет) и не компенсированном терригенном осадконакоплении в разрезе циклических толщ, как правило, растет роль грубообломочных пород (например, в средне верхнедевонском терригенном цикле южной части Тимано-Печорского осадоч ного бассейна, лотарингско-плинсбахском цикле Азово-Кубанского бассейна) или карбонатных (среднефранско-турнейский карбонатный цикл Тимано Печорского бассейна, келловейско-оксфордский и сеноманско-сантонский кар бонатные циклы Азово-Кубанского и др.).

Наиболее мощные седиментационные циклы со значительными объемами нефтегазоматеринских глинистых пород формируются в условиях высоких скоростей прогибания (50 м/млн. лет и более) и определяют восстановительный характер фациально-геохимической обстановки при высоком содержании ОВ в осадке. Это свидетельствует о генетических связях циклической седиментации с нефтегазонакоплением и важности выделения подобных циклических толщ как благоприятных для генерации нефти и нефтенакопления.

Таким образом, анализ циклической седиментации позволяет конкретизи ровать пространственное положение зон активного прогибания и объемы по род, участвующие в генерации нефти и газа, а также определить граничные ус ловия для формирования зон нефтегазонакопления.

I.1.6. Нефтегазоносные формации, комплексы и природные резервуары для нефти и газа Осадочные (осадочно-породные) бассейны образованы мощными толщами разновозрастных осадочных и вулканогенно-осадочных пород, содержащих неф тегазоматеринские отложения, генерирующие жидкие и газообразные углеводо роды, и породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Парагенетиче ское единство тех и других, объединяемых близостью фациальной характери стики осадков, позволяет выделить литологически сходные ряды нефтегазонос ных формаций, как платформенных, так и геосинклинальных. Общность же ус ловий нефтегазонакопления и стратиграфической принадлежности отложений определяет группы их в виде нефтегазоносных комплексов. Они отличаются по составу пород, степени их преобразованности и, как следствие этого, могут от личаться по характеру нефтегазоносности.

Нефтегазоносные комплексы являются составными частями нефтегазонос ных бассейнов. Разведка нефти и газа часто ведется в отдельности на каждый из комплексов. В некоторых бассейнах разнородные комплексы разделены между собой толщами, которые не являются нефтегазоносными. Это, например, мощ ные соленосные разрезы в Прикаспийской впадине, где надсолевые (в основном мезозойские) и подсолевые (палеозойские) толщи образуют различные ком плексы. Комплексы могут быть разделены крупными региональными несогла сиями. А.Н. Дмитриевский рассматривает нефтегазоносные комплексы как по родные системы, обладающие способностью, прежде всего, аккумулировать уг леводороды, а часто и генерировать их. Комплексы состоят из двух главных элементов: породы-коллекторы и плохо проницаемые породы – флюидоупоры;

иногда сюда же относятся и нефтегазоматеринские породы.

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

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

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

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

Формация, с точки зрения системно-структурного анализа, является слож ной природной системой и занимает определенное место в ряду уровней орга низации материи между категориями "порода" и "литосфера Земли". Содержа ние понятия формации очень богато и его нельзя сводить к простой ассоциации пород. Во флише, например, наборы пород могут быть очень различными, но характер строения и способ образования, зависящие от структурно геоморфологических условий, будут одинаковы. Эти, главным образом, текто нические, условия и определяют облик флиша как формации.

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


Для внутренних (эвгеосинклинальных) зон и межгорных прогибов гео синклинальных областей он выделяет на ранней (начальной) стадии их разви тия спилито-кератофировую формацию, на средней стадии флишевую фор мацию с субформациями карбонатного, терригенного и туфогенного флиша;

на поздней стадии развития лагунную формацию (с подформациями соленосной и угленосной) и на заключительной стадии наземно-вулканогенную (порфи ровую) формацию. Из числа этих формаций преимущественный интерес для образования сингенетичных или эпигенетичных залежей УВ и прогнозирования нефтегазоносности может представлять лагунная формация (в ее составе соль как покрышка), отчасти терригенный флиш (в его составе глинистые образова ния как фактор активной генерации углеводородов).

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

Таблица Классификация литологических формаций по В.Е. Хаину (с упрощениями и дополнениями) Прогно Стадии Внутренние (эв- Внешние зируемая тектони- геосинклиналь- (миогеосинклиналь- Устойчивые нефтега ческого ные) и межгор- ные) и краевые (пере- платформы зонос цикла ные прогибы довые) прогибы ность 1 2 3 4 Заклю- Наземно- Верхняя молассовая В разных условиях x читель- вулканогеннаяформация (субформа- красноцветно ная (порфировая) ции: лимническая континентальная или формация /угленосная/, конти- покровно-ледниковая нентальная сероцвет- формация ная, континентальная красноцветная) Поздняя Лагунная фор- Нижняя молассовая В разных условиях: x мация (субфор- формация (субформа- эвапоритово-красно мации: лимни- ции: морская нефтега- цветная или верхняя ческая зоносная, паралическая паралическая угле /угленосная/ и /угленосная/, лагунная носная формация.

соленосная) соленосная) Морская регрессивная терригенная формация Средняя Флишевая фор- Известняковая гео- Карбонатная плат- + мация (субфор- синклинальная форма- форменная формация мации: карбо- ция (субформации: би- (субформации: гипсо натного флиша, туминозных известня- во-доломитовая, ри терригенного ков и барьерных фовая, битуминозных флиша, туфо- рифов) мергелей и глин) генного флиша) Ранняя Спилито- Аспидная (сланцево- Морская трансгрес- + кератофировая граувакковая) форма- сивная терригенная формация ция формация х преимущественная газоносность;

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

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

Это хорошо можно видеть в Дагестане, где принесенный с Русской плат формы терригенный материал в тортонский век неогена способствовал образо ванию чистых кварцевых хорошо отсортированных песков с хорошей пористо стью и проницаемостью. Вместе с тем, благодаря наличию в разрезе глинистых нефтематеринских пород значительной мощности они характеризуются в ос новном высокой сингенетической нефтегазоносностью.

Молассовые формации объединяют как осадочные комплексы орогенного этапа развития бывшей геосинклинали, так и осадочные комплексы в пределах эпиплатформенных орогенов. По своему составу они имеют много общего.

Наиболее характерные части их, имеющие терригенный состав, сложены пре имущественно песчаными и конгломератовыми разностями. Обычно эти тол щи, называемые молассами, включают морские и континентальные осадки. Для молассовых отложений типичен полимиктовый состав и за исключением от дельных зон (донных течений и др.) относительно слабая отсортированность материала. С молассами, особенно верхними, в основе своей эпигенетически нефтегазоносными, парагенетически связаны разнообразные лагунные и при брежно-морские отложения полузамкнутых водоемов. Среди них отмечаются карбонатные и галогенные породы, образовавшиеся в условиях минимального привноса обломочного материла и играющие роль флюидоупоров. Существен ной частью многих молассовых комплексов являются продукты наземных вул канических извержений.

В основании орогенных формаций в пределах эпиплатформенных орогенов, также как и чехла молодых платформ, нередко можно встретить коры выветри вания. В зависимости от того, в какой геотектонической зоне будет располагать ся рассматриваемый нефтегазоносный бассейн, строение его чехла будет харак теризоваться тем или иным набором потенциально нефтегазоносных формаций.

Терригенные породы внутренних впадин древних платформ характеризу ются преимущественно кварцевым составом с весьма малым, подчиненным со держанием полевых шпатов и других минералов и обломков пород. Обычно здесь развиты кварцевые и олигомиктовые разности, мелко- и среднезернистые, хорошей и средней отсортированности, чередующиеся с нефтегазоматерински ми глинами.

Так, в районах Волго-Уральской провинции нефтеносными являются по роды нижней терригенной формации средне-верхнедевонского возраста. Она отличается небольшой мощностью, но имеет широкое площадное распростра нение. Здесь в составе девонских продуктивных горизонтов (ДО-Д4) отмечает ся высокое содержание кварца (98%), резко подчиненное – полевых шпатов и наиболее устойчивых акцессорных минералов граната, циркона, турмалина, рутила. Это связано с длительным и неоднократным переотложением местного материала, высока и степень его отсортированности. Очень близким является минералогический состав и терригенной толщи пермокарбона верхней терри генной формации. На Башкирском своде количество кварца уже уменьшается:

сказывается соседство Урала с привносом продуктов разрушения зеленослан цевых пород. Следует отметить повсеместно доминирующий здесь сингенетич но нефтегазоносный тип терригенных формаций девона и нижнего карбона.

В НГБ краевых частей древних и молодых платформ характер нефтегазо носности несколько иной. В юрской нефтеносной толще Эмбенского района на ряду с кварцем в значительном количестве присутствуют полевые шпаты. В тя желой фракции преобладают циркон, турмалин, рутил. В некоторых районах За падной Сибири среди зерен много обломков пород. В Предкавказье на платфор менном борту Азово-Кубанского и Среднекаспийского осадочного бассейнов в сингенетично-нефтегазоносных толщах содержится кварца до 70%;

в олигоцено вых хадумских отложениях – кварца не более 56%, до 20% приходится на долю полевых шпатов, встречаются разности полимиктового состава (рис. 14).

1 – девон (Ромашкино);

2 – нижний карбон (Муханово);

3 – неоком (Нижне Вартовский свод);

4 – средняя юра (Прикумский вал;

Баракаевская площадь Восточно-Кубанской впадины);

5 – миоцен (Апшерон);

6 – палеоген (Фергана).

Рис. 14. Распределение основных породообразующих и акцессорных минералов в терригенных отложениях нефтегазоносных бассейнов В разрезах геосинклинальной части бассейнов содержание кварца умень шается до 50% (меловые породы, майкопская серия), увеличивается роль поле вых шпатов (25-30%). Основными типами здесь являются олигомиктовые, полимиктовые, нередко аркозовые разности. В зонах устойчивых поднятий, со держащих сингенетические залежи нефти и газа, отсортированность обломоч ного материала является высокой.

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

Очень пестрый материал в межгорных впадинах (например Ферганской), здесь в составе сингенетично нефтегазоносных пород обломки всего, что раз рушалось в окружающих горах. Преобладают полевые шпаты и обломки пород.


По гранулометрическому составу материал часто весьма разнороден, что связа но с накоплением его в выносах бурных потоков. Отсортированность материала большей частью невысокая.

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

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

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

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

Основные типы терригенных комплексов. Терригенные комплексы нефте газоносны на древних и молодых платформах, в краевых прогибах, межгорных впадинах и на континентальных окраинах. Песчано-глинистые комплексы мор ского относительно мелководного генезиса (в основном, шельфовые отложе ния) представлены толщами в десятки, редко сотни метров, сложенными чере дованием песчаников, алевролитов и глин. Примерами подобных толщ могут служить эйфельско-нижнефранские отложения Волго-Уральского и Тимано Печорского регионов, неокомские породы Среднего Приобья в Западной Сиби ри и др. Эти комплексы распространены на широком пространстве, и в фаци альном отношении они неоднородны, сменяясь в краевых частях прибрежно морскими мелководными, лагунными и дельтовыми образованиями, а в более глубоководной – терригенно-карбонатными отложениями.

А.К. Мальцева и Н.А. Крылов отмечают, что песчано-глинистые комплек сы на древних платформах обычно располагаются в низах крупных тектоно седиментационных циклов. Многие пласты хорошо выдержаны по простира нию. Сравнительно однородный минеральный состав хорошо отсортированных песчано-алевритовых пород обеспечивает высокие физические свойства нефте носных пород.

Для мезозойско-кайнозойских окраин древних и молодых платформ харак терны песчаные полевошпатово-кварцевые толщи, породы которых содержат в заметном количестве глауконит. Эти комплексы шельфового образования име ют очень широкое площадное развитие и переходят с края молодых платформ в пределы предгорных (краевых) прогибов. Примером в этом отношении являет ся нижнемеловой терригенный комплекс Предкавказья, к которому приурочено большое количество сингенетичных нефтяных и газовых месторождений. К по добному комплексу относится и крупное Газлинское газоконденсатное место рождение на Туранской плите. В верхней части песчано-глауконитового ком плекса, как правило, залегает мощная глинистая пачка, играющая роль регио нального флюидоупора.

В предгорных краевых прогибах этот комплекс нередко тесно ассоцииру ется с нижней молассой характерной орогенной формацией, очень важной в нефтегазоносном отношении. На Евроазиатском континенте от Пиреней до Дальнего Востока все молодые предгорные прогибы выполнены этими молас сами. Обычно они отделяются мощным нефтегазопроизводящим глинистым разделом от нижележащих комплексов;

это менилитовые слои Карпат, майкоп ская серия Предкавказья, свита офисина венесуэльской части Предандийского прогиба и другие аналогичные толщи. Вышележащая моласса образует извест ные крупные нефтеносные комплексы: среднемиоценовая толща Восточного Предкавказья, продуктивная толща Апшерона, красноцветы Закаспия и др.

Песчано-алевритовый состав, большая мощность (до нескольких тысяч метров) и значительные перепады мощностей вкрест простирания основных структур составляют характерные черты молассовых толщ.

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

Песчано-глинистые угленосные и субугленосные комплексы широко раз виты на молодых платформах и в меньшей степени на древних. К числу таких характерных комплексов относятся мелководно-шельфовые, в т.ч. рукавооб разно-дельтовые, нижнекаменноугольные отложения Русской плиты (рис. 15), близкие по условиям залегания нижнесреднеюрские породы Предкавказья, За падной Сибири и Туранской плиты. Комплексы сложены песчаными и глини сто-алевритовыми породами, содержащими огромное количество мелкодетри тового рассеянного органического вещества в углистой форме. Здесь же может находиться и концентрированное вещество в виде углей, а также субвулканиче ские тела.

1 – изогипсы кровли тульского горизонта нижнекаменноугольных отложений;

2 – песчаные тела;

3 – залежь нефти;

4 – нефтегазопроявления.

Рис. 15. Карта развития песчаников алексинского горизонта нижнекаменно угольных отложений на склоне Башкирского свода (по B.C. Цоцуру) Преимущественно гумусовый состав органического вещества определяет широкие масштабы газоносности этих комплексов, не исключая, конечно, и их нефтеносности. Полифациальность и резкая литологическая изменчивость ком плексов обусловливают сложные формы тел природных резервуаров и резкие изменения свойств пород. Здесь распространены прибрежно-морские, лагун ные, дельтово-аллювиальные, озерные и другие комплексы фаций. Среди этих толщ наибольшим распространением пользуются природные резервуары треть ей группы со сложным литологическим ограничением. Мощности субугленос ных комплексов на молодых платформах велики и достигают 2-2,5 км.

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

Красноцветные (или пестроцветные) терригенные комплексы относятся по генезису к континентальным и отражают аридные засушливые условия. В вер тикальных формационных рядах чехлов платформ красноцветные комплексы отвечают обычно заключительным этапам крупных циклов. Типичным приме ром красноцветной песчано-глинистой платформенной толщи может служить нижнепермская формация ротлигендса ("красный лежень") на Западно Европейской платформе, которая является одним из основных нефтегазонос ных комплексов в Голландии и бассейне Северного моря. По существу, это от ложения пустынь погребенные дюны и барханы, что видно по характеру об ломочных зерен, цементу на их поверхности. Примером типичного пестроцвет ного комплекса является титон-неокомская терригенная толща в Амударьин ской синеклизе на Туранской плите.

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

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

Терригенные комплексы континентальных окраин и смежных шельфов приобретают все большее значение. Они развиты также в переходных зонах от континентальной к океанической коре. В настоящее время основное значение имеют два вида комплексов дельтовые, выдвинутые в океан или окраинные моря, и аккумулятивные – на крутых ступенчатых склонах типа бордерлендов.

Крупные дельтовые тела известны на пассивных окраинах;

образовавшие их речные артерии приурочены к зонам разломов, поперечных к краю континента.

Наиболее типичными и хорошо изученными являются дельты р. Нигер на запа де Африки, р. Маккензи на северном побережье Канады и р. Миссисипи в Мек сиканском заливе. Наиболее крупной, в основном, подводной, является объеди ненная дельта p.p. Ганг и Брахмапутра в Бенгальском заливе.

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

Крупные песчано-алевритовые пачки разделены глинами. Отдельно вы ступающие рукава дельт (как в случае р. Миссисипи) образуют в плане рукаво образные, а в поперечном разрезе – линзовидные тела (рис. 17).

По периферии дельт на мелководье приливно-отливные движения воды формируют из выносимого материала валообразные вытянутые тела – бары (рис. 18). Состав отложений различен и изменяется в зависимости от удаленно сти от берега. Песчаники, в основном полимиктовые, но неоднократный пере мыв способствует формированию в целом хороших коллекторских свойств с высокой пористостью;

выносимый вместе с обломочным органический матери ал существенно влияет на повышение генерационных способностей отложений.

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

Рис. 16. Крупные залежи нефти в дельтовых песчано-алевритовых литофациях реки Нигер на месторождении Бому Нигерийского шельфа Гвинейского залива с характерной проградацией в направлении океана: I – в четвертичных и современных осадках, II – в плиоценовых отложениях Рис. 17. Рукавообразные русловые линзовидные песчано-алевритовые и гравелитовые тела реки Миссисипи Рис. 18. Поперечный разрез ископаемого бара Остин (Мичиган, США) Основные типы карбонатных комплексов и природных резервуаров. Ос новными минералами карбонатных толщ являются кальцит и доломит. Но, не смотря на такую минералогическую бедность, текстурно-структурное разнооб разие карбонатных пород бесконечно велико. В связи с этим карбонатные тол щи резко различаются по своим свойствам, характеру пустотного пространства и, следовательно, продуктивным качествам. Классификация карбонатных пород является трудной задачей, поэтому различие между комплексами также можно произвести только в общем виде.

Некоторые виды комплексов заключают в себе наиболее крупные и даже уникальные скопления углеводородов (особенно в районе Персидского залива).

Это, прежде всего, относится к рифогенным известнякам, образующим выпук лые тела, которые носят общее название биогермы. Состав рифостроителей, т.е.

организмов, скелеты которых образуют биогермы, весьма разнообразен. Это коралловые полипы, мшанки, различные двустворки, фораминиферы и т.д. Био гермы пластовой формы бывают образованы скоплениями карбонатного мате риала, который образовался в местах массового расселения некоторых видов водорослей. Такие тела называют строматолитами. Некоторые карбонатные по роды имеют хемогенное или биохемогенное происхождение и образуют резер вуары особого типа. К ним относятся, прежде всего, оолитовые и онколитовые известняки. Некоторые слоистые или массивные известняки имеют пелито морфную или скрытокристаллическую структуру. Детальные исследования по казывают, что они тоже имеют биогенную природу и сложены микроскопиче скими (несколько микрон) фрагментами раковинок планктонных водорослей кокколитофорид.

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

В связи с отмеченным выше может быть несколько искусственно подраз делять карбонатные толщи на следующие нефтегазоносные комплексы, отра жающие также типы природных резервуаров: рифогенные, пластовые, массив но-трещиноватые. Среди карбонатных комплексов наиболее крупные скопле ния углеводородов приурочены к тем из них, которые содержат рифогенные тела. Внутреннее строение рифовых массивов сложное, и они не целиком сла гают весь рифогенный комплекс. Есть карбонатные и глинисто-карбонатные литофации, разделяющие рифовые массивы. Слои имеют сравнительно скром ную мощность это так называемые депрессионные фации. Сами рифовые тела резко выделяются в рельефе поверхности комплекса. Относительное превыше ние вершин массивов может достигать 1 2 км.

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

По форме рифы представляют более или менее изометрические куполо видные или с несколькими куполами на одном основании, вытянутые или кольцевые тела типа атоллов. Размеры массивов могут быть очень крупные.

Рифовый массив каменноугольно-нижнепермского возраста газоконденсатного месторождения Карачаганак в Прикаспийской впадине превышает по длине 10 км, в ширину – до 4 км, в высоту – около 185 м. Крупный кольцевой риф то го же возраста в Западном Казахстане, с которым связано гигантское месторо ждение нефти Тенгиз, в поперечнике превышает 20 км. Верхнедевонский рифо вый массив Ледюк в Западно-Канадской провинции с приуроченным к нему ги гантским нефтяным месторождением имеет размеры 4020 км при высоте рифо вого тела около 300 м. Рифовые тела, образуя протяженные зоны (до 200 км и более), нередко сидят по краям так называемых "карбонатных платформ" мощных моноклинальнозалегающих толщ. Вместе с рифами они могут образо вывать единые крупные массивные резервуары. В составе этого же комплекса выделяются банково-рифовые фации, близкие по генезису к рифовым массивам.

Эти фации характеризуются узко зональным полосовидным распространением, и с ними связаны соответственно литологически ограниченные резервуары, разви тые по бортам крупных впадин.

Пластовые резервуары в карбонатных толщах более редки, но в некоторых случаях они обладают очень высокими качествами. Прежде всего, это пласты оолитовых известняков, которые по структурно-текстурным особенностям очень сходны с обломочными породами, однако по вторичным изменениям различные.

Комплексы, сложенные массивными известняками, образуют природные резервуары преимущественно в зонах развития тектонической или литологиче ской трещиноватости или в участках развития кавернозности (чаще всего в до ломитах и доломитизированных известняках). Свод крупной складки в массив ных известняках, нарушенных трещинами, образует массивный резервуар. От дельные небольшие зоны трещиноватости и кавернозности обеспечивают воз никновение литологически ограниченных резервуаров. Переходную роль игра ют терригенно-карбонатные или глинисто-карбонатные комплексы с резервуа рами сложного вида. При послойном изменении свойств вследствии общей сис темы трещиноватости в этих толщах образуются массивные резервуары слож ного литологического состава.

Нетрадиционные комплексы. К числу комплексов, нефтегазоносность кото рых мала по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сложенные гли нистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими и другими породами. Их можно разделить на две группы. В глинистых и биоген ных кремнистых толщах нефтеносность в большинстве случаев сингенетична.



Pages:     | 1 || 3 | 4 |   ...   | 9 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.