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 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 9 |

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

-- [ Страница 4 ] --

И.О. Брод и др., 1965 и др.). В настоящем учебнике рассматриваются на основе этого закономерности размещения в пределах них зон нефтегазонакопле ния, залежей и месторождений. Вместе с тем, учитывая определяющую роль и универсальный характер использования нефтегазоносной области (НГО) в каче стве повсеместно применяемой нефтегазогеологической категории как в райони ровании нефтегазоносных провинций, так и осадочных нефтегазоносных бас сейнов, авторы используют в качестве самостоятельной классификационной ка тегории также НГО. Последние осложнены региональными зонами нефтегазона копления антиклинального, литологического, стратиграфического, рифового и комбинированного типов.

Региональные зоны нефтегазонакопления являются неотъемлемыми час тями всех нефтегазоносных бассейнов (И.О. Брод, И.В. Высоцкий, В.Б. Оленин, Б.А. Соколов и др., 1965) и провинций (А.А. Бакиров, С.П. Максимов, Э.А. Ба киров и др., 1967, 1976 и др.). Исходя из рассмотренных выше условий форми рования нефтегазовых месторождений, ниже приводятся основные закономер ности распространения нефтегазоносных областей, региональных зон нефтега зонакопления, залежей и месторождений.

В пределах бывшего СССР и зарубежных стран крупнейшие и уникальные зоны нефтегазонакопления и месторождения приурочены к нефтегазоносным территориям (НГБ, НГП) с наибольшим нефтегазовым потенциалом, опреде ляемым общим объемом нефтегазопроизводящих свит, максимальной генера цией УВ, величиной положительных структурных элементов и мощностью по род-коллекторов. Как будет показано ниже, эти и другие определяющие показа тели формирования промышленной нефтегазоносности являются одновременно важнейшими прогнозными показателями перспективной оценки недр и обосно вания главных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ.

Нефтегазогеологическими элементами нефтегазоносных бассейнов и про винций являются нефтегазоносные области, приуроченные к определенным тек тоническим областям, характеризующим специфику концентрации и размещения зон регионального нефтегазонакопления, месторождений и залежей. Ниже приво дится классификация нефтегазоносных областей по И.О. Броду, А.А. Бакирову и М.К. Калинко с дополнениями.

Для платформенных территорий в качестве основных нефтегазоносных областей выделяются:

сводовые поднятия;

мегавалы, системы мегавалов;

авлакогены, мегавпадины, системы мегавпадин;

рифтогенные впадины-грабены;

краевые и тыльные прогибы;

склоны платформ и региональные моноклинали.

Для геосинклинальных территорий в качестве основных нефтегазоносных областей выделяются:

антиклинории и синклинории;

мегантиклинали и центральные геоантиклинали;

мегасинклинали и межгорные впадины (депрессии);

наложенные впадины, поперечные прогибы и поднятия (ступени);

срединные массивы;

рифтогенные впадины.

Нефтегазоносные области платформ. Основные запасы нефти (83%) и газа (78%) в мире сосредоточены в платформенных областях. В пределах сводовых поднятий региональные зоны нефтегазонакопления приурочены к мегавалам, валам и крупным брахиплатформенным структурам. Около 20% запасов угле водородов находятся в региональных зонах литологического выклинивания и стратиграфического несогласия, в т.ч. замещения проницаемых горизонтов не проницаемыми, а также в рифовых образованиях этих зон.

Типичными примерами нефтегазоносных областей, приуроченных к сво довым поднятиям, являются (большая часть поднятий – около 70% – имеет унаследованный характер, остальная – инверсионный):

- в пределах древней Восточно-Европейской платформы: Татарский, Перм ско-Башкирский, Средне-Волжский и другие своды и соответствующие НГО;

- на молодой эпипалеозойской платформе: Ставропольский и Каракумский своды;

- в пределах Западно-Сибирской платформы: Нижневартовский, Алексан дровский, Сургутский, Уренгойский, Тазовский и др. своды;

- на древней Северо-Американской платформе: Цинциннатский, Семинол, Бенд, Чоттоква и другие.

Примерами наиболее крупных нефтегазоносных областей сводового типа на молодой Западно-Сибирской платформе являются Нижневартовский и Сур гутский своды раннеюрского заложения конседиментационно-унаследованного формирования;

наиболее активно они развивались в неокомальбское время и в неогене. В настоящее время размеры Нижневартовского свода составляют 210140 км, Сургутского 270110 км, их осложняют валы и крупнейшие бра хиформные структуры унаследованного типа. К Нижневартовскому своду при урочены крупнейшая по запасам зона нефтенакопления и уникальное Само тлорское нефтяное месторождение сверхгигант (рис. 37), начальные извлекае мые запасы которого составляли 2,1 млрд. т, а в пределах Сургутского сводово го поднятия находится группа уникальных нефтяных месторождений, вклю чающих Сургутское, Северо-Фроловское, Мегионское, Фроловское и др. На юго-западе к нему примыкает Салымское куполовидное поднятие, с которым связаны крупные залежи нефти в баженовской свите верхней юры, как и на со седнем Западно-Лемпинском многопластовом месторождении.

По условиям размещения скоплений нефти и газа в пределах большинства сводов фиксируется приуроченность залежей к приподнятой центральной зоне.

Такое положение занимает, в частности, Ромашкинское сверхгигантское место рождение нефти и соответствующая зона нефтенакопления на Татарском своде (рис. 38), а также залежи в пределах погребенных сводов: Цинциннатского, Бенд, Семинол, Чоттоква. При ведущей роли струйного фактора (В.П. Савчен ко, 1954) и сапропелевом ОВ в наиболее поднятых ловушках образуются неф тескопления. При гумусовом или сапропелево-гумусовом ОВ в региональных и локальных очагах генерации с преимущественно газообразным типом УВ на склонах поднятий отмечаются газонефтяные месторождения, а в своде газо вые. Так, для Ставропольского и Каракумского сводов главные зоны газонако пления с наиболее крупными месторождениями концентрируются в присводо вой части, а на склонах зоны газонефтеконденсатонакопления.

Рис. 37. Геологический профиль Самотлорского нефтяного месторождения (по Л.Ю. Аргентовскому, М.М. Бинштоку, Т.М. Онищуку, 1974) Рис. 38. Геологический профиль Волго-Уральской провинции (меридиональный) Нефтегазоносные области, соответствующие линейным валам, мегавалам и их системам, морфогенетически близки к предыдущему типу НГО сводовых под нятий. Это подтверждается характерными примерами и подкрепляется аналогией соответствующих структурных элементов платформенных областей и режимов развития. В пределах добайкальской Восточно-Европейской платформы Кол винский мегавал и соответствующая НГО Тимано-Печорского НГБ;

на древней Сибирской платформе Непско-Ботуобинская антеклиза – НГО с системой валов, мегавалов, соответствующих крупным зонам нефтегазоконденсатных месторож дений в центральной и газоконденсатных в краевых частях поднятий Лено Тунгусской НГП. На эпигерцинской платформе юга бывшего СССР аналогичные зоны нефтегазонакопления размещены в пределах нефтегазоносных областей кряжа Карпинского, Центрально-Устюртской, Бухарской и других зон поднятий.

В северной части Западно-Сибирской эпигерцинской платформы находятся Ямальская, Гыданская, Надым-Пурская и другие газонефтеносные области с Хо расавейско-Бованенковской, Северо-Ямальской, Ямбургской, Уренгойской и другими крупнейшими зонами газоконденсатонакопления с нефтяными отороч ками, приуроченными к соответствующим мегавалам, обрамляющим региональ ные очаги генерации углеводородов с доминирующим в них гумусовым ОВ в нижнемеловых отложениях. На древней Африканской платформе в системе ме гавалов Амгит-Хасси-Мессауд, Хасси-Р` Мель, Джебель, Аллан-Тильренти и со ответствующих им НГО размещены крупные зоны нефте- и газоконденсатона копления, сформированные по принципу дифференциального улавливания УВ.

Указанные валообразные поднятия и мегавалы в основном унаследованного раз вития, способствовавшего дифференциальному улавливанию УВ или дифферен цированно-струйному заполнению ловушек указанных зон.

К унаследованно-конседиментационным относятся также отмеченные вы ше кряж Карпинского раннетриасового заложения, Центрально-Устюртская и Бухарская зоны поднятий того же возраста, Уренгойский, Северо-Ямальский, Ямбургский и другие мегавалы дотриасового образования. Непско-Ботуобин ская антеклиза раннекембрийского заложения и аналогичного типа развития унаследованные мегавалы Амгит-Хасси-Мессауд и другие. Близка к инверси онной активно проявлявшая себя додевонская геоструктура Колвинского мега вала, окончательно сформировавшаяся как инверсионная к раннему триасу (с конседиментационно-унаследованными в позднем силуре Усинским, Возей ским и Ярейюским валами).

Высокая динамотектоническая активность перечисленных крупнейших блоковых поднятий и соответствующих НГО способствовала формированию и размещению в них зон нефтегазонакопления преимущественно по схеме диф ференциального улавливания углеводородов различной фазовой характеристи ки при доминирующем газовом потенциале региональных очагов генерации уг леводородов по схеме дискретно-струйного образования месторождений. При этом в приподнятых ловушках располагались газовые и газоконденсатнонефтя ные скопления. В частности, такой характер имело образование уникальных га зовых месторождений на севере Западной Сибири, в Средней Азии, группы га зовых гигантов Панхэндл-Хьюготон в США при осуществлении в качестве ос нований классической модели дифференциального распределения нефти и газа.

Наглядным примером применимости дифференциальной схемы формирования месторождений и зон нефтегазонакопления является распределение залежей в пределах Колвинской нефтегазоносной области Тимано-Печорского НГБ.

Как указывалось ранее, мощный миграционный поток УВ, направленный из регионального Южнобаренцевоморско-Печорского очага генерации, способ ствовал реализации дифференциальной схемы размещения месторождений.

Нефтегазоносные области линейных внутриплатформенных впадин, авла когенов и рифтов наиболее широко распространены в регионах мира, представ ляя обширные области погружения складчатого основания с активными подня тыми блоками фундамента в пределах платформенных плит. Примером подоб ных крупнейших областей могут служить:

на Восточно-Европейской платформе Печоро-Колвинская, Ижма Печорская, Хорейверская в Тимано-Печорском НГБ;

на Скифско-Туранской эпигерцинской платформе Восточно-Кубан ская, Чернолесская, Южно-Мангышлакская;

на Западно-Сибирской эпигерцинской платформе Ханты-Мансийская, Надымская, Усть-Енисейская и др. Западно-Сибирского НГБ.

На Западно-Европейской эпипалеозойской платформе к аналогичным ме гавпадинам с локально поднятыми блоками относятся Восточно-Германская, Западно-Германская, Североморская в Североморско-Германской нефтегазо носной провинции, Аквитанская и Парижская в соответствующих НГБ и дру гие. На Китайской древней платформе Сычуанская, Таримская, Джунгарская мегавпадины и мегавпадины окраинных морей Западно-Тихоокеанского шель фа, соответствующие одноименным НГБ;

на Индийской древней подвижной платформе Камбейская, Индская, Восточно-Бенгальская и др.;

на Северо Американской платформе Иллинойская, Мичиганская, Делаверская, Додж Сити в США, Альбертская в Канаде и другие. На Африканской древней плат форме Конго, Кванза в Анголе, Сиртская в Ливии, Восточно-Алжирская в Алжире;

на Аравийской древней платформе Басра-Кувейтская и Руб-Эль Халийская мегавпадины.

Зоны нефтегазонакопления в платформенных впадинах, мегавпадинах и авлакогенах могут формироваться не только по бортам, но и в погруженной части нефтегазосборных площадей, соответствующих очагам генерации УВ. На высокую перспективность их в нефтегазоносном отношении указывал ранее А.А. Бакиров и др. (1987). Справедливость этих выводов была подтверждена выявлением новых крупных месторождений в центральной части внутриплат форменных впадин и авлакогенов в Тимано-Печорском, Западно-Сибирском, Каракумском, Азово-Кубанском, Среднекаспийском и других НГБ. Имеется немало примеров, когда наиболее богатые зоны газонефтенакопления приуро чены к ловушкам в погруженных частях мегавпадин, расположенных непосред ственно в очагах генерации УВ, например в Иллинойской мегавпадине США.

Таким образом, в нефтегазоносных областях рассматриваемого типа круп ные зоны газо- и нефтенакопления образуются не только в прибортовых, но и в центральных частях мегавпадин и авлакогенов, что наблюдается на примере Печоро-Колвинского авлакогена (рис. 39). Многие месторождения его приуро чены к прибортовым Шапкина-Юрьяхинскому валу и Колвинскому мегавалу (уникальное Усинское нефтяное месторождение с месторождением легкой неф ти в среднем девоне), тогда как крупнейшее Лаявожское газоконденсатнонеф тяное месторождение находится в центральной его зоне, в Денисовской впади не. Формирование этих и большинства других залежей и месторождений ука занных нефтегазоносных областей хорошо укладывается в схему дифференци ального улавливания углеводородов или дискретно-струйного образования скоплений нефти и газа.

Нефтегазоносные области рифтогенных впадин-грабенов представляют разновидность рассмотренных выше областей мегавпадин и авлакогенов. При мерами могут служить в пределах Восточно-Европейской платформы нефтега зоносные области Днепровско-Донецкой рифтогенной впадины авлакогена (рис. 40);

Западно-Европейской платформы Рейнской рифтовой впадины;

Африканской платформы – Суэцкой рифтовой впадины.

Рис. 39. Усинское нефтяное месторождение Кроме того, типичным примером нефтегазоносных областей данного типа являются рифтовые области с крупными зонами дифференцированного нефте газонакопления в рифтовых системах континентального шельфа Северного мо ря в Североморско-Германской нефтегазоносной провинции. К крупнейшим рифтогенным впадинам-грабенам и к зонам сочленения систем субширотного и субмеридионального простираний в пределах Североморского очага генерации с крупными поднятиями связано образование уникальных месторождений неф ти в горизонтах пермского, триасово-юрского и особенно верхнемелового воз раста: Экофиск, Зап. Экофиск, Жозефина, Фортис, Монтроз, Пойнтер и др. В Южно-Североморском региональном очаге генерации газа в аналогичных структурных условиях формируются и размещаются в соответствии со схемой дифференциального улавливания УВ газовые гиганты в отложениях перми и триаса: Индифэтигейбл, Леман, Гронинген и др. (рис. 41 I;

II;

III).

В нефтегазоносных рифтогенных областях Днепровско-Донецкой впадины с соответствующими очагами газогенерации, как и в Рейнском грабене, схемы дифференциального улавливания углеводородов и дискретно-струйного заполнения ловушек углеводородами обусловливают образование и размеще ние зон преимущественно газоконденсатных и газонефтяных месторождений в приразломно-блоковых поднятиях в погруженных частях очагов генерации, нефтяных в прибортовых.

Крупнейшие тектонические элементы: I – Припятский прогиб, II – Днепровско-Донецкая впадина, III – Воронежская антеклиза, IV – Украинский щит, V – Донецкий кряж.

Крупные тектонические элементы: 1 – Днепровский грабен, 2 – Преддонецкая ступень.

Нефтегазогеологическое районирование: А – Припятская нефтеносная область, районы: а – Центральный, б – Северный нефтенос ные;

Б – Днепровско-Донецкая газонефтеносная область, районы: а – Монастырищенско-Прилукский нефтеносный;

б – Леляков ско-Солоховский газонефтеносный, в – Талалаевско-Рыбаль-ский газонефтеносный, г – Зачепиловско-Левенцовский газонефте носный, д – Орчиковский газоносный, е – Рябухинско-Северо-Голубовский газоносный, ж – Северо-Донбасский газоносный.

Месторождения: 1’ – Осташковичское, 2’ – Гнединцевское, 3’ – Глинско-Розбы-шевское, 4’ – Западно-Крестищенское, 5’ – Ефремовское, 6’ – Шебелинское.

Рис. 40. Днепровско-Припятская газонефтеносная провинция (по С.П. Максимову и др.) I – Индифэтигейбл (по Kent, Walmsley, 1970) II – Леман (no Kent, Walmsley, 1970) III – Гронинген (по А. Stauble, G. Milius) Рис. 41. Разрезы через газовые меторождения Нефтегазоносные бассейны и области краевых и тыльных прогибов широ ко распространены на континентах, ограничивая платформенные системы и от деляясь шовными зонами от смежных геосинклиналей. Они характеризуются своей спецификой размещения месторождений нефти и газа. В альпийских про гибах нефтяные месторождения, как правило, преобладают над газовыми, в герцинских и более древних, напротив, доминируют газовые и газоконденсат ные, что связано с более интенсивным катагенным преобразованием органиче ского вещества в региональных очагах генерации УВ. Примерами могут слу жить в пределах Восточно-Европейской платформы нефтегазоносные области Предуральского краевого прогиба с палеозойскими, в т.ч. орогенными форма циями, а со стороны Западно-Сибирской эпигерцинской платформы тыльного прогиба (по отношению к Предуральскому).

В краевых прогибах – обычно суббассейнах эпигерцинских и эпибайкаль ских платформ, выполненных соответственно мезозойскими и палеозойскими формациями, включая орогенные, – распространены нефтегазоносные области Предкавказского, Предкопетдагского и Предуральского краевых прогибов. Ти пичным примером аналогичного суббассейна на Европейском севере России является Северо-Предуральский, где размещение месторождений в Верхнепе чорской его части (рис. 42) с уникальным Вуктыльским газоконденсатным ме сторождением обязано огромному преимущественно газовому потенциалу За падно-Уральского очага генерации при дифференцированном струйном форми ровании и размещении залежей.

Рис. 42. Вуктыльское газоконденсатное месторождение На Северо-Американской древней платформе к краевым прогибам приуро чены нефтегазоносные области Предаппалачского, Предуачитского и Предкор дильерского краевых прогибов. На Индостанской древней платформе НГО Бенгальского краевого прогиба, а на Аравийской Месопотамского краевого прогиба и других.

Типичными примерами нефтегазоносных областей указанного типа явля ются области Северо-Предуральского краевого прогиба Тимано-Печорского НГБ и Предаппалачского краевого прогиба в США, а также с мезозойскими структурами Месопотамского прогиба. К отмеченным и многим другим неф тегазоносным областям краевых прогибов приурочены региональные очаги ге нерации с мощным нефтегазовым потенциалом. Условия формирования зон нефтегазонакопления и нефтегазовых месторождений в них в соответствии с принципом дифференциального улавливания УВ указывают на преимущест венную газонефтеносность с преобладанием газоносности в погруженной части палеозойских прогибов и нефтегазоносности в бортовых. Так, в погруженной части Северо-Предуральского краевого прогиба расположено отмеченное выше уникальное Вуктыльское газоконденсатное месторождение, а в прибортовой Западно-Соплесское газоконденсатнонефтяное (рис. 42).

В нефтегазоносных областях альпийских прогибов (Азово-Кубанского, Среднекаспийского, Месопотамского и других) в погруженной зоне образуют ся, главным образом, нефтегазовые месторождения, вплоть до уникальных (со ответственно Анастасиевско-Троицкое, Правобережное, Киркук), а по бортам преимущественно нефтяные Левкинское, Малгобекское, Ага-Джари. Исклю чение составляют альпийские нефтегазоносные области с региональными оча гами генерации газа, например, Восточно-Бенгальская в Восточном Пакистане и частично герцинские (Северо-Предуральская газоносная область в ТП НГБ), где в разрезе осадочного чехла доминирует гумусовое ОВ. В этом случае фор мирование и размещение газовых и газоконденсатных месторождений осуще ствляется в основном дискретно-струйным путем.

Нефтегазоносные области склонов платформ и региональных моноклина лей выявлены на северо-восточном и юго-восточном склонах Восточно Европейской платформы. В Тимано-Печорском НГБ к ним относится, в частно сти, Малоземельско-Колгуевская моноклиналь на северо-западе Печорской Наличие Северо-Вуктыльской залежи нефти (3,5 млн. т) и небольшой нефтяной «подушки» (около 9 млн. т) де лает месторождение по номенклатуре нефтегазоконденсатным.

плиты с рядом перспективных зон нефтегазонакопления антиклинального типа.

На юго-восточном склоне Восточно-Европейской платформы в пределах ре гионального погружения палеозойских отложений выделяется несколько анти клинальных зон и валоподобных геоструктур, простирание которых аналогично простиранию сопряженного с платформенным моноклинальным бортом Пред уральского краевого прогиба. С отдельными локальными поднятиями этих зон связаны нефтяные и газоконденсатные залежи: Благовещенская, Загорская, Тавтимановская и другие.

Близкие условия образования нефтегазоносных областей на склонах древ них и молодых платформ отмечаются на северо-восточном склоне Северо Американской добайкальской платформы, эпипалеозойской платформы север ного обрамления Бразильского щита, восточном склоне древней Аравийской платформы и в некоторых других регионах.

Нефтегазоносные области складчатых систем геосинклиналей. В пределах горноскладчатых систем выделяются или прогнозируются нефтегазоносные области, приуроченные к антиклинориям и синклинориям, к мегантиклиналям и центральным геоантиклиналям, мегасинклиналям и межгорным впадинам, срединным массивам, наложенным и поперечным прогибам.

Нефтегазоносные области антиклинориев и синклинориев, в том числе перспективные, выделяются на Северо-Западном Кавказе в пределах Западно Кавказского НГБ (Ф.К. Байдов, А.И. Дьяконов, 1985). В качестве перспектив ных нефтегазоносных областей здесь рассматриваются Собербашско-Гунай ский и Новороссийско-Лазаревский синклинорий и расположенный между ни ми Гойтхский антиклинорий (А.Н. Шарданов, А.И. Дьяконов, 1965). Централь ная Гойтхская геоантиклиналь последнего благодаря значительным размерам и ряду крупных осложняющих ее антиклиналей может быть выделена в виде са мостоятельной нефтегазоносной области Западно-Кавказкого нефтегазоносного бассейна.

В погруженных частях отмеченных перспективно нефтегазоносных облас тей, исходя из принципа дифференциального улавливания УВ, предполагается преимущественная газоносность, а в краевых более поднятых нефтегазонос ность. Указанное размещение нефтегазоносности в Западно-Кавказском НГБ подтверждается выявлением Дообского и Прасковеевского газовых месторож дений в центральной зоне Новороссийско-Лазаревского синклинория (суббас сейна) и нефтеконденсатного месторождения Мирная Балка в районе города Хадыженск в поднятой части прибортовой зоны Собербашско-Гунайского синклинория (суббассейна). На западном погружении Центральной Гойтхской геоантиклинали в скв. 1-Куколовской в разрезе меловых и юрских отложений зафиксированы обильные нефтегазоводопроявления.

Большинство геосинклинальных горноскладчатых систем мира включают потенциально перспективные на нефть и газ области, содержащие региональ ные очаги нефтегазогенерации одноименных нефтегазоносных бассейнов, ко торые, как и Западно-Кавказский, могут в ближайшем будущем стать реальны ми объектами поисков месторождений и прироста запасов нефти и газа.

Мало чем отличаются от рассмотренных нефтегазоносные области меган тиклиналей и центральных геоантиклиналей (интрагеоантиклиналей), выделяе мые в отдельную группу. Известным аналогом их является отмеченная ранее перспективно нефтегазоносная область Центральной Гойтхской антиклинали.

Кроме того, указанные области выявлены в Афгано-Таджикском НГБ: Сурхан дарьинская, Вахшская, Кулябская области мегасинклиналей и Байрам Куггитанской мегантиклинали. Основные месторождения нефти и газа в отло жениях юры, мела и палеогена приурочены к узким протяженным антиклина лям, нередко осложнённым диапиризмом и разрывными дислокациями.

Региональные очаги генерации УВ в мегасинклиналях, обладая значитель ным углеводородным и энергетическим потенциалами, обеспечивают образо вание крупных месторождений нефти и газа по схеме дифференциального улавливания углеводородов различной фазовой характеристики. В Сурхандарь инской мегасинклинали открыты месторождения Уч-Кызыл, Ляль-Микар, Ко кайты, Хаудаг и др.;

в Вахшской Кизыл-Тумшук, Акбаш-Адыр, Кичик-Бель и другие.

К нефтегазоносным областям срединных массивов, наложенных впадин и прогибов относится область Закавказского срединного массива и смежных на ложенных впадин, в частности Колхидской, с очагами генерации УВ. За счет реализации углеводородного потенциала последних в брахиантиклиналях, об рамляющих впадины и осложняющих срединный массив в мел-палеогеновых и миоценовых отложениях, образуются нефтегазовые месторождения, наиболее крупным из которых является Самгори в эоценовых вулканогенно-трещинных коллекторах с извлекаемыми запасами 22 млн. т.

Не менее примечательной является расположенная в горноскладчатой сис теме Эльбурса Копетдага – Загроса нефтегазоносная область Центрально Иранского срединного массива. Нефтяные и газовые месторождения в палео зойских и мезозойских отложениях расположены в пределах локальных подня тий, слагающих антиклинальные зоны на склонах массива Хангирен (Сарадже, Альборс, Азам и другие).

Нефтегазоносные области могут быть связаны также с наложенными впадинами, образовавшимися на срединном массиве или других положитель ных структурных элементах горноскладчатых систем. Примером такой НГО является мио-плиоценовый Керченско-Таманский поперечный прогиб, нало женный на складчатые продолжения: восточное Крымского антиклинория и западное – мегантиклинория Большого Кавказа (рис. 43). Одновременно с обра зованием поперечного прогиба в нем сформировался ряд субширотных анти клинальных зон, сложенных криптодиапировыми брахиформными и более крупными поднятиями плиоценового возраста и более древнего (Северо Таманский вал). Региональный очаг генерации в терригенных осадках мио плиоцена мощностью более 8 км характеризуется значительным газонефтяным потенциалом, подтверждаемым наличием нефтегазовых залежей в мио плиоценовом структурном ярусе, а также получением промышленных притоков газа из мел-палеогеновых отложений. Керченско-Таманская НГО, являясь вы сокоперспективной, характеризуется преимущественной газоносностью благо даря доминирующему гумусовому типу ОВ в нефтегазоматеринских осадках соответствующего крупного очага генерации.

Осадочные формации наложенных впадин и краевых прогибов, в т.ч. на срединных массивах, слагают брахиформные структуры, которые осложнены разрывами. Примерами таких нефтегазоносных областей являются Паннонская межгорная впадина в системе горноскладчатых сооружений Альп, Карпат и Динарид и мегавпадина Южного Каспия. В пределах первой установлен целый ряд зон и месторождений с размещением залежей по фазовой характеристике, соответствующей принципу дифференциального улавливания УВ (от очага ге нерации). Во второй многочисленные нефтяные и газовые месторождения в районе Апшеронского и Бакинского архипелагов, подчиняясь тому же принци пу размещения, генетически связаны с региональным очагом генерации в пре делах Южно-Каспийской впадины и расположены на морских структурах, час то осложненных диапиризмом.

1–, 2–, 3–, 4– 1 – границы мио-плиоценового Керченско-Таманского поперечного прогиба, наложенного на погребенные складчатые продолжения Крымского антиклинория и мегантиклинория Большого Кавказа;

2 – западное окончание мегантиклинория Большого Кавказа (а), восточное окончание Крымского антиклинория (б);

3 – граница между мезозойскими и кайнозойскими отложениями в пределах мегантиклинория – Большого Кавказа и Крымского антиклинория;

4 – граница Северо-Таманского вала. АКНГБ – Азово-Кубанский нефтегазоносный бассейн.

1 – Северно-Таманский вал.

Рис. 43. Западно-Кавказкий нефтегазоносный бассейн Особую группу нефтегазоносных областей образуют области межгорных внутрискладчатых впадин. Типичными примерами этой группы впадин с четко выраженным дифференциальным улавливанием углеводородов являются в бывшем СССР: Адлерская НГО (в пределах мегантиклинория Большого Кавка за), Апшеронская, Прикуринская, Западно-Туркменская, Ферганская нефтега зоносные области;

в Западной Европе – нефтегазоносные области Венской и Трансильванской впадин;

в Юго-Восточной Азии – нефтегазоносные области Бирманской впадины, впадин Индонезийского НГБ (Малайзии);

в Северной Америке нефтегазоносные области межгорных впадин Скалистых гор и Ка лифорнии;

в Южной Америке межгорных впадин Западной Венесуэлы, Эква дора, Колумбии и Перу.

На примере Адлерской, Венской, Бирманской впадин, межгорных впадин Индонезии, Калифорнии, Скалистых гор и др. и соответствующих им НГО ус танавливается приуроченность к этим впадинам региональных очагов генера ции УВ и их сингенетическая нефтегазоносность. Тип углеводородного флюида в зонах нефтегазонакопления и в залежах определяется доминирующим гуму сово-сапропелевым составом ОВ и уровнем его катагенетического преобразо вания (МК3-МК4), а размещение месторождений дифференцированно дискретным характером миграции углеводородов в газовой фазе и дифферен циальным улавливанием УВ. Так, при гумусовом и смешанном типе ОВ и средних уровнях катагенетического преобразования – МК4 доминирует газо вый, газоконденсатный и газонефтяной типы флюида с размещением нефтега зовых скоплений по схеме дифференциального улавливания УВ в наиболее поднятой части бортов (НГО Бирманской впадины, нефтегазоносные области Восточных Скалистых гор и другие).

При сапропелевом ОВ (Венская впадина, впадины Калифорнии) по той же модели формирования по бортам преобладают нефтяные залежи, а в централь ной наиболее погруженной части размещены газовые и газонефтяные скопле ния;

в Адлерской впадине прогнозируется аналогичный характер распростра нения нефтегазоносности со сменой газовых залежей от центра прогиба к бор там нефтяными.

Нефтегазоносные области рифтогенных систем установлены в горносклад чатых регионах, в частности в пределах эпиплатформенного обрамления запад ного продолжения эпигеосинклинальных орогенов Северного и Южного Тянь Шаня, входящих в систему Центрально-Азиатского эпиплатформенного ороген ного пояса. К ним же относятся рифтовые области эпиорогенной части запада Северной Америки: Грейт-Велли, Лос-Анджелес, Вентура-Санта-Барбара и др., входящие в систему Береговых хребтов Кордильер. Отмеченные нефтегазонос ные области представляют собой относительно узкие протяженные рифтогенные прогибы и грабенообразные впадины, ограниченные глубинными разломами ам плитудой более 2,5 км, которыми они отделяются от высокоподнятых горно складчатых эпиплатформенных орогенных и эпигеосинклинальных блоков.

Рифтогенные впадины, образующие соответствующие НГО, выполнены осадочными эпиконтинентальными толщами мезозойскокайнозойского возрас та мощностью до 9-10 км, обладающими высоким нефтегазогенерационным потенциалом (более 1000 грамм автохтонных углеводородов в 1 м3 НГМ поро ды). В сложном соотношении с отмеченными притяньшаньскими рифтогенны ми эпиорогенными впадинами и смежными эпиплатформенными горносклад чатыми геоблоками находятся внутрискладчатые межгорные впадины типа Ферганской, представляя "резонансно-тектонические" структуры (Ю.М. Пуща ровский, 1981;

А.Д. Буш, 1963). Указанные рифтогенные платформенные про гибы типа Ферганской впадины являются крупными потенциально нефтегазо носными областями с зонами нефтегазонакопления, образовавшимися по моде ли В. Гассоу и В.П. Савченко. Последнее подтверждает, в частности, очень вы сокий УВ потенциал мезозойскокайнозойских формаций в близких по генезису нефтегазоносных областях эпиорогенной части запада Северной Америки: Лос Анджелес, Вентура, Санта-Барбара и других, где выявлено более 200 крупных месторождений нефти и газа (Лонг-Бич, Санта-Фе-Спрингс, Уиллингтон, Вен тура, Эльвуд, Литл-Спрингс, Мидоуэй-Сансет и др.).

I.2.3. Классификация зон нефтегазонакопления, залежей и месторождений нефти и газа Генетической основой типизации залежей и месторождений нефти и газа является форма и генезис ловушек, устанавливаемых на основе комплексного использования морфологической, структурно-тектонической и литофациальной характеристик нефтегазонакопления в ловушках, обеспечивающих надежную консервацию залежей. Иными словами морфогенетическими параметрами типизации природных резервуаров для нефти и газа. Под ловушкой для углево дородов понимается природное геологическое тело, обычно часть природного резервуара, характеризующееся высокими фильтрационно-емкостными свойст вами и ограниченное со всех сторон непроницаемыми породами флюидоупора ми, благоприятное для образования и сохранности залежи (месторождения).

Залежью углеводородов называется естественное единичное скопление нефти и газа в ловушке структурного, литологического, стратиграфического, рифового или комбинированного типа, надежно экранированной глинистыми или соленосными флюидоупорами, обеспечивающими консервацию и длитель ную сохранность УВ (вплоть до современного этапа). Месторождение это группа залежей одного или нескольких типов в едином природном резервуаре с близкими геологическими условиями залегания пород, сохранность которых также обеспечивается до современного этапа.

Зоной нефтегазонакопления называется совокупность залежей и месторо ждений нефти и газа, объединенных общим характером структурно тектонических условий (антиклинальная линия, моноклиналь) или природных резервуаров в единой тектонической, литолого-стратиграфической или рифо генной зоне. В соответствии с этим выделяются зоны нефтегазонакопления ан тиклинального, литологического, стратиграфического, рифогенного и комби нированного типов.

В основу современных классификаций зон нефтегазонакопления с учетом работ И.М. Губкина, И.О. Брода, А.А. Бакирова, И.В. Высоцкого, Н.Б. Вассое вича, Н.А. Еременко и других положены определяющие структурно тектонические, генетические, седиментационные и литолого-фациальные усло вия, которые рассматриваются в совокупности, и по доминирующему фактору тип зоны. Геолого-генетической является типизация зон нефтегазонакопления, разработанная А.А. Бакировым, которая приводится ниже с дополнениями ав торов (табл. 5).

При изучении природных резервуаров, ловушек, залежей и месторождений углеводородов в качестве исходных используются те же морфогенетические классификационные показатели, что и для зон нефтегазонакопления;

они име ют универсальный характер и применяются для залежей и месторождений как по последовательности использования морфогенетических и других факторов (структурно-тектонических, седиментационных, литолого-фациальных, дену дационных), так и комплекса в целом.

Авторы настоящего учебника ставили главной задачей настоящего разде ла, используя богатый опыт монографического описания существующих клас сификаций (И.О. Брод, 1951;

И.О Брод и Н.А. Еременко, 1957;

Н.А. Еременко, 1967 и др.), дать обобщенный вариант практической классификации нефтегазо вых скоплений разного ранга. Он должен быть достаточно прост, доступен для самостоятельного решения студентами практических задач прогнозирования нефтегазоносности, поисков и разведки залежей и месторождений. Предложен ная типизация наиболее полно отвечает принятому условию и дает четкое представление о прогнозируемом поисковом объекте.

Таблица Классификация зон нефтегазонакопления Тип Группа Характеристика зоны 1 2 Антиклиналь- Зоны, формирование кото- Скопления УВ приурочены к ный рых связано: отдельным локальным подня (структурный) 1 – с линейно вытянутыми тиям, участвующим в строе «цепочковидными» подня- нии вала;

единое скопление тиями на платформах и ан- УВ, контролируемое структу тиклинальными линиями в рой валоподобного поднятия складчатых и переходных в целом областях 2 – с изометричными купо- Скопления УВ приурочены к ловидными и брахиформ- отдельным локальным под ными поднятиями нятиям, участвующим в строении зоны;

единое скоп ление УВ, контролируемое структурами и поднятием в целом 3 – с региональными раз- Скопления УВ приурочены рывными нарушениями и к системе приразломных связанными с ними прираз- поднятий, группирующихся ломными структурами вдоль региональных разрыв ных нарушений;

к монокли налям, нарушенным регио нальными и осложняющими их приразломными структу рами 4 – с зонами развития соля- Скопления УВ приурочены к нокупольных структур системам линейно вытянутых соляных куполов;

к системе соляных куполов, концентри чески округлых очертаний 5 – с региональным разви- Скопления УВ приурочены тием трещиноватости в по- к участкам и линейным зонам родах тектонической трещиновато сти;

к участкам седиментаци онной трещиноватости Рифогенный Зоны, формирование кото- Скопления УВ приурочены:

рых связано: к атолам, одиночным рифо 1 – с рифогенными образо- вым или биогермным масси ваниями вам 2 – с барьерными рифами к барьерным рифам Оконч. табл. Литологиче- Зоны, формирование кото- Скопления УВ приурочены:

ский рых связано: к участкам регионального за 1 – с региональным измене- мещения коллекторов непро нием литологического со- ницаемыми породами;

к уча става отложений и выкли- сткам регионального выкли ниванием коллекторов нивания пластов-коллекторов вверх по восстанию слоев на склонах поднятий и бортах впадин;

к участкам развития 2 – с песчаными образова песчаных валоподобных под ниями вдоль прибрежных нятий типа баров в прибреж частей и береговых линий ных частях палеоморей;

к уча древних морей сткам развития песчаных при брежно-дельтовых образова ний палеорек (шнурковых, ру кавообразных) Стратиграфи- Зоны, формирование кото- Скопления УВ приурочены:

ческий рых связано с региональ- к участкам региональных ным срезанием и несоглас- стратиграфических несогласий ным перекрытием коллек- на платформенных поднятиях торов непроницаемыми и моноклиналях;

к участкам глинистыми или соленос- развития трещиноватых вул ными слоями каногенных пород, несогласно залегающих среди толщ оса дочного генезиса Литолого- Зоны, формирование кото- Скопления УВ приурочены:

стратиграфи- рых связано с выклинива- к участкам регионального вы ческий нием коллекторов, несо- клинивания и стратиграфиче гласно перекрытых непро- ского срезания коллекторов на ницаемыми отложениями склонах поднятий и бортах более молодого возраста впадин;

к участкам региональ ного выклинивания вблизи эродированных выступов кри сталлического фундамента В качестве исходного материала рекомендуется использовать опублико ванное в 1997 году межвузовское учебное пособие-практикум по теоретиче ским основам и методам поисков и разведки нефтяных и газовых месторожде ний (А.И. Дьяконов, Л.В. Пармузина, А.Н. Смирнов, 1997, 103 с.).

При изучении природных резервуаров, ловушек, залежей и месторождений нефти и газа необходимо в единстве рассматривать важнейшие морфогенетиче ские условия, определяющие образование характерных типов залежей и место рождений: структурно-тектонических, седиментационных, литолого фациальных и денудационно-эрозионных, с выявлением доминирующих. При этом, учитывая условия седиментации, в практической классификации прида ется, по И.О Броду (1951), ведущая роль трем типам природных резервуаров и ловушек пластовым, массивным и линзовидным, лежащим в основе всего многообразия классификационных категорий залежей и месторождений, пред ставленного четырьмя классами:

I. Класс структурных (антиклинальных, брахиантиклинальных, куполо видных, диапировых, криптодиапировых) ловушек и сводовых, пластовых или массивных залежей или месторождений.

II. Класс рифогенных (биогермных, рифовых, биостромных и других) ло вушек и сводовых рифовых массивных залежей и месторождений.

III. Класс литологических (неантиклинальных) заливообразных или шнур ковых или баровых ловушек и литологически ограниченных пластовых или массивных залежей и месторождений.

IV. Класс стратиграфических (неантиклинальных) заливообразных или эрозионных ловушек и стратиграфически ограниченных пластовых или мас сивных залежей и месторождений.

Наряду со структурно-тектоническими, седиментационными и денудаци онно-эрозионными факторами в образовании различных модификаций эрози онно-тектонических и эрозионно-останцовых ловушек и комбинированных массивных залежей, в т.ч. в рифогенных останцах древнего рельефа, активную роль играют палеогеографические. Особую группу залежей и месторождений углеводородов составляют также комбинированные литолого-стратигра фические скопления, характерным примером которых является, в частности, уникальное нефтяное месторождение Ист-Тексас (рис. 44), открытое в 1912 го ду, с извлекаемыми запасами нефти более 1,4 млрд. т. Высокопродуктивные кварцево-глауконитовые песчаники верхнемеловой свиты вудбайн, частично выклиниваясь вверх по восстанию слоев, перекрываются со стратиграфическим несогласием эоценовыми глинами свиты остин, играющими роль флюидоупора, с образованием крупного заливообразного природного резервуара.

Четыре основных класса залежей и месторождений представлены на рис. 45. Краткая характеристика выделенных классов ловушек, залежей и ме сторождений, наиболее часто встречающихся при поисках нефти и газа, произ водится, как указывалось выше, с учетом последних данных (А.И. Дьяконов, 1990;

А.И. Дьяконов, Л.В. Пармузина, А.Н. Смирнов, 1997), а также классифи каций И.О. Брода (1951) и других.

1 – битумные глинистые известняки нижнего мела, 2 – высокопродуктив ные песчаники верхнемеловой вудбайн, 3 – эоценовые глины и глинистые известняки свиты остин,4 – уникальное месторождение нефти, 5 – несогласие.

Рис. 44. Разрез нефтяного месторождения Ист-Техас, показывающий характер ловушки (по В. Вер-Вибе, 1952 г.) К первому классу относятся ловушки и природные резервуары структурного (антиклинального) типа, которым соответствуют залежи и месторождения сводо вого пластового или массивного типов, представленные на рисунках 45 (I, II).

На рис. 45, I приведены структурная ловушка пластового типа в песчаном го ризонте и соответствующая ей залежь нефти сводового пластового типа с газовой шапкой с условными ГНК на отметке минус 2050 м и ВНК – минус 2100 м. Как видно из структурной карты и профиля, на крыле поднятия газопродуктивен пласт песчаника, выклинивающийся вверх по восстанию;

здесь выделяется структурно литологическая ловушка с приуроченной к ней пластовой газовой залежью пластового структурно-литологического типа с условным ГВК на отметке минус 2200 м. Обе залежи надежно экранированы глинистыми флюидоупорами.

а) а) б) б) а) б) Рис. 45. Основные типы ловушек и залежей нефти и газа I – структурные пластовые (а) и структурно-литологические (б);

II – структурно массивные (а) (в основном рифогенные и биогенные) и структурно-стратигра фические (б) (под поверхностью несогласия);

III – структурные, нарушенные (экранированные) сбросами (присбросовые);

IV – структурные, нарушенные (экрани рованные) взбросо-надвигами (привзбросовые);

V – структурно-приконтактные (с со ляным, глиняным, вулканогенным диапировым или криптодиапировым ядром в сво де);

VI – литологические и литолого-стратиграфические заливообразные (“зональ ные” – по Г.А. Хельквисту): а – с выклиниванием по восстанию одного пласта коллектора, б – двух и более пластов;

VII – литологические с замещением по восста нию проницаемых пород горизонта, непроницаемыми или экранированными асфаль том;

VIII – литологически ограниченные в погребенных песчаных барах;

IX – стратиграфические рукавообразные или шнурковые в песчаных образованиях погребенных русел палеорек (под поверхностью внутриформационного несогласия);

X – стратиграфические заливообразные на моноклиналях (под поверхностью страти графического несогласия).

1 – гравелиты, песчаники, алевролиты;

2 – глины и аргиллиты;

3 – мергели;

4 – известняки и доломиты;

5 – органогенные известняки и доломиты;

6 – гипсы и ангидриты;

7 – соль;

8 – нефть;

9 – газ;

10 – ВНК;

11 – ГНК и ГВК;

12 – линии профилей;

13 – изогипсы (м);

14 – тектонические разрывы На рисунке 45, II приведена структурная ловушка массивного типа в рифо генном природном резервуаре, сложенном органогенными известняками. К ней приурочена нефтегазовая залежь с условными ГНК и ВНК на отметках соответ ственно минус 1000 м и минус 1100 м, которая оценивается как сводовая в ри фогенных карбонатах. В залегающем ниже поверхности несогласия на крыле поднятия биогермном массиве, представленном водорослевыми известняками, выклинивающимися на крыле поднятия, фиксируется четко выраженная струк турно-стратиграфическая ловушка и в ней газовая залежь структурно стратиграфического типа с отметкой ГВК минус 1300 м. Обе залежи надежно экранированы соленосными отложениями.

К рассматриваемому классу залежей и месторождений нефти и газа отно сятся углеводородные скопления в различных по типу антиклинальных ловуш ках, осложненных тектоническими нарушениями соответствующего морфоге нетического типа. Существующие типы разрывов и их роль в образовании ши роко распространенной группы структурных тектонически экранированных ло вушек, залежей и месторождений приведены в практикуме по геотектонике (А.И. Дьяконов, 1990). При этом необходимо учитывать четыре наиболее часто встречающихся морфогенетических подтипа структурных ловушек и соответ ствующих им залежей и месторождений (рис. 46). На рисунке 46, а тектониче ское нарушение не сопровождается смещением смежных блоков. Одинаковые изолинии структурной карты вдоль нарушения минус 200 и минус 240 м не прерываются, являясь общими для смежных блоков.

На рисунке 46, б структура осложнена сбросом, соответствующие изогип сы смежных блоков прерываются при вертикальной амплитуде сброса по вели чине, кратной сечению изолиний структурной карты, последние соответственно изменяют только порядок и оцифровку. Так, при амплитуде сброса 30 м изоли ния минус 200 м лежачего блока изменяет свою отметку на величину этой ам плитуды (изогипса минус 230 м). При реконструкции модели ненарушенного пласта в проекции на горизонтальную плоскость изолиния минус 200 м висяче го блока совпадает с изолинией минус 230 м смежного лежачего блока.

а – без смещения пород;

б – в зоне сброса;

в – в зоне взброса;

г – в зоне крутого взброса (поверхность нарушения вертикальна).

Рис. 46. Cоотношение структурных поверхностей в зонах нарушений (по З.Г. Борисенко) Если разрыв представляет взбросо-надвиг (рис. 46, в), то в плане структур ные поверхности пласта, образующего привзбросовую ловушку в автохтоне, перекрываются.

На рисунках 45, III и 45, IV показаны залежи нефти в указанных структур ных тектонически экранированных ловушках, осложненных соответственно первая сбросом амплитудой 100 м, вторая – взбросом той же амплитуды. Неф тяные и газовые залежи в первой – пластовые сводовые, экранированные сбро сом, во второй пластовые сводовые, экранированные взбросом. Нефтяные и газовые залежи в песчаных горизонтах как поднятого, так и опущенного струк турных блоков надежно запечатаны глинистыми флюидоупорами.

На рисунке 46, г на структурной поверхности пласта, осложненной крутым взбросом, поверхность нарушения вертикальна или близка к вертикальной, а в проекции на горизонтальную плоскость они образуют в этом случае как бы единую поверхность.

На рисунке 45, V приведен типовой пример структурной ловушки, ослож ненной соляным, глинистым или вулканогенным диапировым ядром с форми рованием в ней при заполнении углеводородами горизонтов на крыльях струк туры пластовой сводовой приконтактной или висячей залежи нефти или газа.

То же может иметь место и в условиях обычной структурной ловушки пласто вого или массивного типа с образованием наклонного ВНК или ГВК.

Большую группу ловушек, обусловленных своим образованием совмест ному действию структурного, палеоструктурного, седиментационного и гидро динамического факторов, составляют литологические.

На рис. 45, VI, как отмечено выше, показаны литологические заливообраз ные ("зональные" по Г.А. Хельквисту) ловушки на моноклиналях, связанные с литологическим выклиниванием одного или нескольких пластов-коллекторов или фациальным замещением их глинами (рис. 45, VI, а, VI, б), надежно экра нированных глинистыми или соленосными флюидоупорами. Залежи нефти и газа в подобных ловушках называются литологическими пластовыми или мас сивными (с группой гидродинамически сообщающихся песчаных пластов).

Разновидностью литологических ловушек являются обособленные песчаные линзы на моноклиналях (рис. 45, VIII). Залежи нефти и газа в них образуют со ответственно скопления литологического пластового или литологического мас сивного типов (при отсутствии флюидоупоров между пластами).

На рис. 45, VII дан пример литологической "козырьковой" ловушки, при уроченной к горизонту песчаников, либо выклинивающемуся вверх по восста нию слоев на склоне структурного выступа, либо запечатанному в верхней ("торцевой") части асфальтовым флюидоупором, как показано на рисунке. За лежь нефти в такой ловушке рассматривается как литологическая или струк турно-литологическая.

Наиболее характерные ловушки стратиграфического типа приведены на рисунках 45 (IХ, Х). На первом дана стратиграфическая ловушка, сформиро вавшаяся в алеврито-песчаных коллекторах, заполняющих эрозионный врез или русло реки и трансгрессивно перекрытых мощным глинистым или соленосным экраном. Залежи нефти и газа в таких ловушках называются стратиграфиче скими "рукавообразными" или "шнурковыми". На втором изображена заливо образная стратиграфическая ловушка, расположенная на моноклинали и несо гласно перекрытая глинистой или соленосной покрышкой, надежно изолирую щей прогнозируемую залежь. Углеводородные скопления в ловушках подобно го типа в одном пласте классифицируются как пластовые стратиграфические заливообразные, а в группе пластов с тонкими разделяющими слоями – как массивные стратиграфические заливообразные.

Кроме указанных основных типов ловушек и залежей, для классификации месторождений в градациях, указанных для залежей, в практике поисков могут применяться различные сочетания приведенных типов. При этом необходимо сохранять в качестве определяющих рекомендованные категории залежей.


ГЛАВА I.3. НОВЫЕ МЕТОДЫ РАЗДЕЛЬНОГО ПРОГНОЗА НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ I.3.1. Тектонодинамический метод раздельного прогноза месторождений нефти и газа Генетической основой тектонодинамического метода является вертикаль ная геохимическая зональность генерации углеводородов при прогрессирую щем литогенезе осадков и катагенезе органического вещества (ОВ). В соответ ствии с ней выделяются начальная катагенетическая зона газообразования (НГЗ), главная зона нефтеобразования (ГЗН). Зона генерации конденсатов и нижняя – главная катагенетическая зона газообразования (ГЗГ).

Общие положения генетической связи тектонических движений с нефтега зогенерацией и нефтегазонакоплением, как отмечено, были сформулированы В.Е. Хаиным, И.О. Бродом, И.М. Губкиным, Н.Б. Вассоевичем. Основопола гающим здесь является приуроченность генерации и аккумуляции углеводоро дов к областям длительного, устойчивого прогибания земной коры в процессе седиментации, т.е. осадочно-породным бассейнам (ОПБ), получившая оконча тельное оформление в виде закона Губкина-Брода, или основного закона неф тегазонакопления. Все формы тектонической активности в осадочно-породных бассейнах представляют важнейшие звенья регионального процесса накопле ния углеводородов.

Определяющая роль тектонических процессов в формировании и размеще нии месторождений делает обоснованным выделение и анализ важнейших дина мотектонических показателей нефтегазогенерации, нефтегазонакопления и про гноза перспектив нефтегазоносности. Поэтапное рассмотрение тектонической эволюции осадочного бассейна одновременно с анализом степени катагенетиче ского преобразования органического вещества и стадийного образования угле водородов разной фазовой характеристики позволяет считать тектонодинамиче ский метод самостоятельным методом прогноза нефтегазоносности. Этот метод не только комплексно учитывает палеотектонические факторы, но и позволяет оценить роль каждого в нефтегазонакоплении.

Теоретической основой метода является отмеченная генетическая связь между степенью тектонической активности, фазовым характером УВ и масшта бами генерации нефти и газа. С ростом (до некоторого предела) тектонической активности независимо от форм и характера ее проявления (темп прогибания дна в седиментационном бассейне, изменение скорости и градиентов скорости накопления осадков, скорость роста локальных структур, изменение контраст ности их развития и др.) прогрессивно возрастают масштабы фоссилизации ор ганического вещества, плотность генерации и аккумуляции углеводородов (в одних определенных значениях показателей для нефти, в других – для газа или УВ смешанного типа).

Тектонодинамический метод, синтезирующий влияние одноименных тек тонодинамических факторов на генерацию нефти и газа и нефтегазонакопле ние, базируется на оптимальном комплексе показателей, полученных на основе палеореконструкций и статистической обработки фактического материала. Он включает следующие, как традиционные, так и нетрадиционные, виды исследо ваний:

– анализ скорости прогибания и накопления осадков в седиментационном бассейне;

– анализ периодичности и цикличности в накоплении отложений;

– анализ перерывов, размывов и несогласий;

– анализ динамики формирования структур (времени заложения, скоростей роста локальных структурных форм и соотношения структурных планов, вклю чая данные о современной морфоструктуре).

По сумме этих показателей с использованием геохимических данных (фа циально-генетический тип, содержание, степень катагенетического изменения ОВ и др.) выделяются временные интервалы нефтегазогенерации, определяется их перспективное значение, оценивается нефтепроизводящий потенциал пород, масштабы генерации, аккумуляции и начальных ресурсов углеводородов. В ко нечном счете, выделяются зоны с наиболее высокой плотностью начальных по тенциальных ресурсов нефти и газа. Решение этих задач путем применения от меченного комплекса тектонодинамических и катагенетических показателей составляет основу методики раздельного прогнозирования перспектив нефтега зоносности и направленных поисков нефти и газа.

Тектонодинамические исследования в платформенных и геосинклиналь ных регионах показали существование вполне конкретных палеотектонических, тектонодинамических зависимостей в процессах нефтегазогенерации и нефте газонакопления. Рассмотрим важнейшие палеотектонические характеристики, слагающие основу тектонодинамического метода.

I.3.2. Скорость прогибания дна бассейна и темп седиментации как показатель нефтегазоносности Существует определенная зависимость между темпом тектонических дви жений: темпом прогибания в седиментационном бассейне, скоростью, градиен тами скоростей накопления осадков, с одной стороны, и фациально геохимической обстановкой в бассейне и масштабами генерации углеводородов нефтегазоматеринскими породами, с другой. При геохимической и катагенети ческой эволюции органического вещества, начинающейся с его накопления и захоронения, как и во всех осадочных процессах, скорость седиментации играет ведущую роль. Качественные наблюдения и количественный анализ показыва ют, что концентрация ОВ в осадках при увеличении скорости фоссилизации повышается, но, достигая некоторого оптимума, снижается. Это обстоятельство обусловлено регулирующей ролью скорости седиментации в сбалансированно сти органического и минерального компонентов осадка. В первом и во втором случаях скорость благоприятствует консервации и аккумуляции органического вещества, так как минеральные частицы, адсорбируя его, выносят в зоны, где уменьшается возможность окисления, т.е. как бы защищают его от биохимиче ского разрушения. При слишком высокой скорости осадконакопления содер жание минеральных компонентов может превышать содержание органических.

Каково же дифференцирующее значение скорости седиментации для кон центрации раздельно нефте- и газогенерирующего потенциала? Известно, что геохимическое и биохимическое окисление, которому подвергается первично концентрированное органическое вещество, происходит за счет менее стойких его компонентов. К ним относятся, главным образом, липидные и липидопо добные соединения, представляющие собой исходный материал для нефтеобра зования. Большая часть нелипидной фракции (углеводы и белковые компонен ты) более стойка, водорастворима и гидролизуема.

В процессе седиментации происходит сепарация ОВ по различию в стой кости указанных компонентов. В относительно "мягких" условиях захоронения, т.е. при малых скоростях этого процесса, из общей массы первично концентри рованного органического вещества сохраняются в основном нелипидные ком поненты, способные к газогенерации;

для приобретения осадочными толщами нефтегенерационного потенциала необходимы более жесткие условия фоссили зации органического вещества с увеличенными скоростями осадконакопления.

Установленные минимальные и оптимально максимальные скорости седи ментации, коррелирующиеся с различными фазами углеводородов, представ ляют собой критические меры дифференцирующего влияния динамотектониче ской активности на формирование продуцирующих способностей нефтегазома теринских отложений.

Чем выше скорость накопления нормально морских терригенных и терри генно-карбонатных отложений, тем больше масса фоссилизированного органи ческого вещества и более восстановленный характер носят осадки, т.е. условия для генерации и сохранности битумоидов более благоприятны. Это подтвер ждают, в частности, результаты изучения четвертичных и современных осадков Черного и Азовского морей, показывающие не только увеличение общей био массы при росте скоростей осадконакопления, но и улучшение фациально геохимических условий ее сохранности. Карбонатные илы, формировавшиеся в условиях резко пониженных скоростей седиментации, практического интереса для накопления органического вещества и битумообразования не представляют вследствие неблагоприятных окислительных фациально-геохимических условий.

На основе дифференцированного комплексного анализа нефте- и газоносно сти с темпом и градиентами скоростей прогибания как в пределах платформ, так и смежных геосинклинальных областей устанавливаются следующие зависимости:

скорости тектонического погружения, коррелируемые с нефтегазоносностью в палеозое, мезозое и кайнозое, изменяются от 15 до 100 м/млн. лет, а градиенты – от 20 до 50 м/млн. лет и более. При детальном их рассмотрении можно отметить, что скорости погружения в бассейне седиментации, для которых характерны ско пления нефти, несколько отличаются от значений для газоносных пород.

Минимальные скорости накопления преимущественно нефтеносных по род, содержащих сапропелевое или смешанное сапропелево-гумусовое органи ческое вещество, составляют 20–30 м/млн. лет. С увеличением темпа седимен тации возрастает количество ОВ сапропелевого типа в осадках, а тем самым и потенциальные возможности генерации жидких углеводородов.

Для преимущественно газоносных толщ темп прогибания в бассейне седи ментации не превышает 15–20 м/млн. лет, при этом возрастает, как правило, масса ОВ гумусового типа. Кроме того, можно определить оптимальные скоро сти, т.е. значения, чаще связанные с наибольшими концентрациями углеводо родов. Для нефтенасыщения они изменяются от 40 до 60 м/млн. лет и более, а для газонасыщения – от 10–15 до 25 м/млн. лет.

Сравнение этих данных показывает генетическую связь преимуществен ной нефтеносности с толщами, накопление которых происходит в условиях от носительно повышенных скоростей погружения и седиментации, а газоносно сти – с породами относительно пониженной скорости.

Отмеченная зависимость является общей как для платформ, в том числе краевых прогибов, так и для смежных геосинклиналей. Некоторые различия в темпе седиментации наблюдаются лишь в этапности проявления тектонической активности на молодых и древних платформах. В то время как для древних платформ наиболее интенсивные тектонические движения отмечаются в конце геотектонического цикла, на молодых платформах максимальные скорости по гружения связываются с более ранними этапами развития (триас-юра), а ми нимальные – с более поздними (поздний мел-палеоген). С конца альпийского цикла (поздний миоцен-антропоген) происходит интенсивный рост темпа осад конакопления, достигающий в зоне геосинклинального края молодой платфор мы максимальных значений (до 120 м/млн. лет и более).


Анализ скоростей седиментации в пределах Верхнепечорской, Денисов ской и Хорейверской впадин Тимано-Печорского осадочного бассейна показы вает изменение их для древней платформы от 15-30 м/млн. лет в газоносных Верхнепечорской и Денисовской впадинах до 60-70 м/млн. лет в Хорейверской.

Темп тектонического прогибания в Азово-Кубанском осадочном бассейне эпи герцинской Скифской эпигерцинской плиты свидетельствует о том, что в ран нем мезозое скорость прогибания возрастает в северо-западном направлении, достигая 60-70 м/млн. лет (против 30-40 м/млн. лет на основной ее части). Тот же темп седиментации сохранялся и в юре, уменьшаясь к концу мелового пе риода до 15-20 м/млн. лет.

В пределах молодой Западно-Сибирской плиты основные нефтегазоносные комплексы неокома-сеномана в Надым-Тазовском междуречье и средней юры баррема в Среднем Приобье и древней Восточно-Европейской плиты среднего верхнего палеозоя Волго-Уральской провинции формировались в условиях ско ростей погружения от 25 до 60 м/млн. лет, изредка более, а градиенты скоростей прогибания превышали 50 м/млн. лет. Для газосодержащих толщ характерны скорости накопления осадков менее 25 м/млн. лет и градиенты – до 40 м/млн. лет.

В некоторых областях древних платформ – Предуральском краевом прогибе, Днепрово-Донецкой впадине – отдельные залежи газа соответствуют отложениям, накапливавшимся с большей скоростью. Изучение условий формирования этих скоплений показывает, что главную роль в газонакоплении здесь играли дегазация пластовых вод в период инверсионных тектонических движений и деструкция неф ти в нефтегазовых залежах. Отмечаются отдельные аномалии и в скорости форми рования нефтеносных толщ. Например, Ромашкинское и Арланское нефтяные ме сторождения формировались в условиях аномально низких скоростей седимента ции, однако в смежных прогибах (очагах генерации УВ) доминировал темп проги бания более 40 м/млн. лет, соответствующий генерации и аккумуляции нефти.

На Туранской эпигерцинской плите и в смежном краевом прогибе, в Кара кумском и Афгано-Таджикском осадочном бассейнах основные зоны газонеф тенакопления Чарджоусской и Бухарской ступеней приурочены к толщам сред ней-верхней юры и нижнего мела, которым свойственны скорости седимента ции от 20 до 35 м/млн. лет. В Среднекаспийском и Азово-Кубанском осадочных бассейнах Предкавказья главные сингенетично нефтеносные свиты накаплива лись при скоростях погружения не менее 30 м/млн. лет. Для газоносных терри генных формаций апт-альба Азово-Кубанского бассейна скорости седимента ции не превышали 20 м/млн. лет при амплитуде прогибания менее 0,4 км за геологический век.

Темп прогибания как фактор нефтенакопления четко проявляется в нефте носных формациях нижнего мела в нефтегазоносных бассейнах атлантического шельфа Юго-Западной Африки (формации пинда и букомази) и эоцена олигоцена (нефтематеринская серия бараил и др.) в Бенгальском, Ассамском и Камбейском бассейнах Юго-Восточной Азии, осадки которых формировались при скоростях прогибания 40-50 м/млн. лет и более.

При анализе условий нормально морской терригенной и терригенно карбонатной седиментации в осадочных бассейнах древних и молодых плат форм, краевых прогибов и геосинклиналей устанавливается в целом близкий характер скоростей седиментации. Последний изменяется в среднем обычно от 20 до 50 м/млн. лет.

Сравнение скоростей седиментации в осадочном бассейне с литофациаль ной характеристикой осадков, как показывают многочисленные статистические данные, позволяет заключить, что условия нормально морской терригенной се диментации скорости накопления, достигающие 50-60 м/млн. лет, более благо приятны для образования глинистых толщ. Здесь доминируют условия после дующей активной нефтегазогенерации. Эти скорости являются благоприятны ми не только для создания восстановительной фациально-геохимической об становки, но и способствуют образованию оптимальных соотношений песча ных и глинистых пород в разрезе (от 30 до 50%). Это подтверждается на при мере средне-верхнеюрских, нижнемеловых и палеогеновых осадков Азово Кубанского нефтегазоносного бассейна, где общее содержание биомассы и ОВ при этом увеличивается на 15-20%.

При изменении скоростей осадконакопления по бортам платформенных прогибов от минимальных (3-5 м/млн. лет) в условиях морской компенсирован ной седиментации до максимально возможных в центральной части прогибов (70-80 м/млн. лет) разрезы характеризуются, как правило, более полным набо ром литологических разностей: от конгломератов до глинистых и карбонатных.

Для анализа скоростей седиментации используется отношение мощности от ложений (для скоростей прогибания дна бассейна – мощность отложений вместе с толщиной слоя воды) и абсолютного времени их формирования соответственно в метрах за миллион лет;

размерность получаемой при этом величины – м/млн. лет.

При суммарной мощности глин в разрезе анализируемого комплекса, превышаю щей 100 м, приведение мощностей литолого-страти-графического комплекса к этапу седиментации в целях достижения большей точности может производиться с учётом разуплотнения глинистых пород на соответствующий этап времени (по графикам уплотнения глин Ю.В. Мухина). Последние учитывают изменение по ристости глин от этапа седиментации до современного.

Разница соответствующих значений пористости, выраженная в процентах, позволяет установить путем увеличения на адекватную величину (в %) истин ную мощность глинистых пород на этапе седиментогенеза. Так, например, суммарная мощность юрских глин в мезозойском разрезе Скифской плиты – около 500 м. По графику изменения пористости значение ее при современной глубине шельфового бассейна 100 м – 80%. Следовательно, истинная мощность глинистых пород на седиментационном этапе должна быть увеличена по срав нению с современной (6%) на 74%, т.е. на 370 м, и будет равна 870 м. Эта вели чина используется при анализе для установления суммарной мощности отло жений и расчета скорости прогибания на этапе седиментации.

I.3.3. Динамика формирования локальных структур как показатель нефтегазоносности Палеотектоническими исследованиями устанавливается в определенных показателях различная тектоническая активность, т.е. тектонодинамика форми рования структурных форм. Одновременно аналогичными критериями могут быть охарактеризованы и крупные зоны поднятий. Как показывают палеотек тонические построения по наиболее выраженным структурам Азово Кубанского, Тимано-Печорского и других нефтегазоносных бассейнов молодых и древних платформ, темп роста их существенно меняется за геологическую историю и особенно для продуктивных структур.

Для промышленно нефтегазоносных поднятий минимальные скорости роста на ранних этапах развития (в раннем мезозое – для структур эпигерцинских платформ, в раннем палеозое – для структур древних платформ) достигают 30- м/млн. лет. Максимальная интенсивность в развитии большинства структур и структурных зон древнего заложения, содержащих залежи газа, как правило, не превышала 30 м/млн. лет, а залежи нефти – достигала 70-80 м/млн. лет;

палеоам плитуда при этом изменялась на этапе заложения от 30 до 70-80 м и более.

В период седиментации при незначительном превышении темпа прогиба ния над темпом роста поднятий активность нефтенакопления снижается. При более активном росте или изменении соотношения на обратное структура про должает развитие с темпом, равным разности скоростей, а темп нефтенакопле ния возрастает. Расчеты времени проявления главной фазы генерации нефти, выполненные А.И. Дьяконовым, Н.В. Лопатиным, В.И. Ручновым, показывают, что этапы наиболее интенсивного развития нефтеносных складок в большинст ве случаев синхронны или предшествуют этапам активной генерации нефти.

Для продуктивных структур и структурных зон, где отсутствует нефтега зонакопление, фиксируются, как правило, скорости развития, не превышающие в периоды тектонической активности 10 м/млн. лет. Палеоамплитуды у таких поднятий минимальны (не более 10-15 м), что практически исключает их из числа ловушек, благоприятных для формирования залежей нефти и газа.

Таким образом, наибольшее число месторождений и залежей в нефтегазо носных бассейнах молодых и древних платформ приурочено к структурным ловушкам, амплитуда которых на этапе заложения превышала 20-25 м, а совре менная составляет не менее 50-60 м. Как показывает анализ тектонических ус ловий нефтегазонакопления, максимальный эффект нефтенасыщения коллекто ров в структурных ловушках достигается при скоростях, превышающих 35-40 м/млн. лет, с ростом активности и масштабов нефтенакопления, а газона копления – при значениях до 20-25 м/млн. лет.

Принимая во внимание результаты статистической обработки материалов, для конседиментационно развивающихся структур и структурных зон в условиях восстановительной фациально-геохимической обстановки при сапропелево гумусовым типе ОВ наибольшая интенсивность нефтенакопления достигается при соотношении скоростей роста локальных структур (Vp) и седиментации (Vc), равном Vp /Vc 1 (когда Vc = 40–50 м/млн. лет). В этом случае в качестве оценочного показателя рекомендуется учитывать также коэффициент контраст ности, характеризующий суммарную амплитуду скорости роста локального под нятия (м/млн. лет) по отношению к смежной зоне максимального опускания.

Палеотектоническое изучение структур с установленной промышленной нефтегазоносностью показывает, что наибольшей степенью нефтенасыщения коллекторов ("до замка"), в т.ч. в зонах нефтенакопления, обладают те из них, контрастность развития которых не менее 80-90 м/млн. лет. В свете этого мо жет быть сделан вывод о том, что величина контрастности, превышающая 80 90 м/млн. лет, обеспечивает более оптимальные условия нефтенакопления в ло вушках древнего заложения (до главной фазы нефтеобразования).

Применение тектонодинамических показателей заключается также в уста новлении динамических параметров формирования структур на основе количе ственного анализа перерывов и несогласий. По величине мощности размытых осадков и продолжительности перерыва для этапов наиболее активного разви тия структур определяются скорости роста, изменение амплитуд и контраст ность развития. Эти данные группируются в трех значениях скоростей седи ментации: минимальных – от 15 до 25 м/млн. лет, средних – от 25 до 40 м/млн.

лет и максимальных – от 40 м/млн. лет и выше. Соответственно рассчитывают ся величины контрастности, составляющие для тех же градаций: от 30 до 50, от 50 до 80 и более 80 м/млн. лет, и определяется отношение палеоамплитуд на этапе заложения к современной: менее 0,3;

от 0,3 до 0,5 и более 0,5 км.

Полученные величины тектонических показателей используются при оценке нефтегазоносности в качестве определяющих критериев прогноза. По следние в тесной генетической связи с геохимическими и термобарическими показателями главных фаз и зон нефтеобразования (ГФН, ГЗН) позволяют про гнозировать тип углеводородного флюида и качественно масштабы генерации и аккумуляции раздельно по нефти и газу.

На рис. 47 и рис. 48 представлены рассмотренные тектонодинамические критерии раздельного прогноза нефтегазоносности осадочных бассейнов плат форм (рис. 47): А – скорость прогибания (темп седиментации), м/млн. лет;

(рис. 48): Б – время заложения и скорости роста локальных структур, м/млн.

лет. Осадочные бассейны: 1 – Азово-Кубанский: а – юрские отложения южной зоны Восточно-Кубанской впадины, б – нижнемеловые отложения южной зоны Западно-Кубанского прогиба, в – юрские отложения северной части Восточно Кубанской впадины;

I – нефтегазоконденсатные месторождения в структурных ловушках юрского заложения (Кузнецовское, Кошехабльское), II – нефтяные залежи в меловых структурах (Тульская, Безводненская), III, IV – газоконден сатные месторождения в юрских и меловых структурах (Майкопской, Некра совской, Великой);

2 – Западно-Сибирский: а – нижнемеловые и сеноманские отложения Нижневартовско-Сургутского и Надымско-Тазовского регионов, б – нижне-среднеюрские отложения (тюменская свита), в – юрские отложения Среднего Приобья;

I, II – нефтяные месторождения в структурных ловушках юрского и раннемелового заложения (Сургутского, Нижневартовского, Пур пейского, Александровского и других сводов), III – наиболее крупные газовые и газонефтяные месторождения в поднятиях раннемелового заложения (Тазов ское, Заполярное и др.);

3 – Среднекаспийский: а – триасовые отложения При кумско-Тюленевского вала и южного борта Манычского прогиба, б – нижне среднеюрские и нижнемеловые отложения южной зоны Терско-Кумского про гиба, в – юрские отложения зоны Черногорской моноклинали;

I, II – нефтяные и нефтегазовые месторождения Прикумско-Тюленевского вала в структурных ловушках юрского (Русский Хутор, Южно-Сухокумская, Озексуатская) и ран немелового (Величаевская, Зимнеставкинская) заложения, III – нефтяные ме сторождения в структурах мел-палеогенового заложения Терско-Сунженской зоны, IV – прогнозируемая нефтегазоносность в структурах подсолевого ком плекса той же зоны;

4 – Каракумский: а – юрские и меловые отложения Мур габского прогиба, б – юрские отложения Амударьинской впадины, в – меловые отложения Амударьинской впадины;

I – нефтегазовые скопления в структурах юрского заложения Мургабской и Амударьинской впадин (Карабаирская, Шур тепинская, Денгизкульская), II – газонефтяные скопления в структурах поздне юрско-раннемелового заложения Амударьинской впадины (Чарджоуская, Ур табулакская), Каганской и Мубарекской зон, III – газовые месторождения в структурах мелового заложения (Шатлыкской, Ачакской и др.);

5 – Бенгаль ский и Ассамский: а – отложения олигоцена (серия бараил), нижнего-среднего миоцена (нижнебхубанская и среднебхубанская свиты) Ассамского, южной и восточной зон Бенгальского прогибов, б – те же отложения Силхетской впади ны;

I – нефтяные месторождения (Ассамский и Ирравадийский бассейны), II – прогнозируемая нефтегазоносность в структурах мел-палеогенового заложения “Западной” и “Средней” зон краевого прогиба (Инани, Майю, Рендж и др.), III – газовые месторождения в структурах палеогенового заложения (Силхет, Чат так, Разидпур и др.);

6 – Тимано-Печорский: а – отложения среднего девона и карбона – нижней перми Колвинского мегавала, б – отложения девона, карбона и нижней перми Среднепечорского поднятия и Варандей-Адзьвинской зоны, отложения среднего девона Верхнепечорской впадины, пермокарбона и триаса Денисовской впадины;

I, II – нефтяные месторождения в девонских и пермо карбоновом комплексах в структурах раннепалеозойского заложения Колвин ского мегавала, Хорейверской и Варандей-Адзьвинской зон, III – нефтегазовые и газонефтяные месторождения в девонском и пермокарбоновом комплексах в структурах позднепалеозойского заложения Денисовской впадины и Среднепе чорского поднятия, IV – газовые и газоконденсатные месторождения в ком плексах среднего девона и пермокарбона в структурах позднепалеозойского за ложения Верхнепечорской впадины, прогнозируемая газоносность в ордовик ско-нижнедевонском и среднедевонско-нижнефранском комплексах в структу рах позднего заложения Денисовской впадины.

Рис. 47. График скорости прогибания (темпа седиментации) Рис. 48. График времени заложения и скорости роста локальных структур На примере нефтегазоносных бассейнов молодых и древних платформ, краевых и смежных геосинклинальных прогибов (рис. 27-35) установлен ряд количественных зависимостей между тектонодинамическими показателями (скорости и градиенты скоростей накопления нефтематеринских осадков, время заложения локальных поднятий, скорости и контрастность роста структур), времени основного этапа нефтеобразования и газообразования. Выявлены на правленность в изменении параметров ГФН (ГЗН) для различных геологиче ских условий и общий характер зависимости между скоростью седиментации и катагенетическими показателями.

Указанные данные сведены в таблице 6 и свидетельствуют об определяю щей роли динамотектонических условий и тектонодинамических показателей в раздельном прогнозе нефтегазоносности. Существует четкая зависимость меж ду скоростью седиментации нормально морских терригенных и терригенно карбонатных формаций, степенью восстановленности осадка, относительным содержанием биомассы и органического вещества. Как отмечалось ранее, чем выше скорость седиментации, тем более восстановленный характер носят осад ки, выше содержание сапропелевого ОВ и лучше условия преобразования его в углеводороды. Так, в терригенно-карбонатных формациях мезозоя и кайнозоя во впадинах молодых платформ и среднего-верхнего палеозоя древних плат форм преобладают глинисто-алевритовые породы, формировавшиеся в услови ях высоких скоростей (50-60 м/млн. лет) и градиентов скоростей седиментации (80-100 м/млн. лет). Они принадлежат к наиболее восстановленным сульфид ной и сульфидно-сидеритовой геохимическим фациям, характеризуются повы шенными значениями сапропелевого ОВ и нефтегазоматеринским потенциа лом, превышающим 500 граммов автохтонных углеводородов на 1 м3 породы.

В зонах уменьшенной мощности палеозойских формаций с темпом седи ментации менее 20-25 м/млн. лет и градиентами 40-50 м/млн. лет в разрезе до минируют песчано-алевритовые и глинисто-известковые осадки, формировав шиеся в условиях слабо восстановленной и нейтральной фациально геохимической обстановки, благоприятной для накопления преимущественно гумусового ОВ и генерации углеводородного газа.

Фактические данные по нефтегазоносным бассейнам платформ и краевых прогибов подтверждают ведущее значение темпа прогибания, скоростей и гра диентов скоростей седиментации как определяющих показателей раздельного прогноза нефтеносности и газоносности.

Рассмотрим наиболее характерные примеры подтверждения отмеченных показателей (рис. 47). В Западно-Сибирском осадочном бассейне нефтегазосо держащие комплексы формировались при скоростях погружения: до 30 м/млн.

лет – в тюменской свите нижней-средней юры Нижневартовско-Сургутского района, от 25 до 50 м/млн. лет – в той же свите Надым-Тазовского междуречья;

до 20 м/млн. лет – в верхней юре;

от 30 до 60 м/млн. лет – в берриасе-сеномане Нижневартовско-Сургутского района;

от 40 до 80 м/млн. лет – в Надым-Тазов ском междуречье и до 20 м/млн. лет – в туроне-маастрихте.

Количество ОВ возрастает в лагунных и нормально морских шельфовых осадках в зонах конседиментационных поднятий, причем в направлении впадин содержание органического вещества увеличивается до 2,0-2,3% в васюганской и до 1,5-2,6% – в мегионской свитах Надымской, Уренгойской, Нижневартов ской и других конседиментационных структур. ОВ здесь сапропелевого и са пропелево-гумусового типа, а осадки характеризуются высокой степенью вос становленности – до сульфидно-сидеритовой геохимической фации.

В зонах развития континентальных и эпиконтинентальных фаций сокра щенной мощности (в пределах Тазовского, Заполярного, Русского и других поднятий) содержание ОВ в свитах юры снижается до 0,9-1,3 % в тюменской, до 0,8-1,0% – в васюганской и до 0,6% – в мегионской. Органическое вещество имеет гумусово-сапропелевый и гумусовый состав, а вмещающие его глины – слабо восстановленный характер сидеритовой геохимической фации.



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 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.