Типы месторождений нефти, газа и конденсата

КЛАССИФИКАЦИЯ МЕСТОРОЖДЕНИИ НЕФТИ И ГАЗА

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

Классификация месторождений нефти и газа имеет не меньшее теоретическое и практическое значение, чем классификация залежей. Казалось бы этому вопросу должно уделяться не меньшее внимание, однако это не так. С момента четкого разграничения таких понятий, как залежи и месторождения, первым уделялось очень много вре­мени, в то время как классификации нефтяных месторождений почти не разрабатывались. До сих пор не существует общепринятого определения понятия месторождение.

Под месторождением нефти и газа, по определению И. О. Брода (1938), следует понимать совокупность залежей в недрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки. Довольно близко к этому опреде­ление Н. Ю. Успенской (1966). По Н. Ю. Успенской (1966) под месторождением следует понимать совокупность залежей, заключен­ных в недрах одной и той же площади и контролируемых общим гидро­логическим элементом структурного, литологического или страти­графического характера, обеспечивающим образование ловушки.

В приведенных определениях за основу взяты залежи, и место­рождение фактически рассматривается как сумма залежей, приуро­ченных к тому или иному структурному элементу или геологическому элементу. Между тем наличие того или иного структурного элемента, контролирующего формирование месторождения, определяет и воз­можный тип залежей в месторождении. Более того, развитие того или иного структурного элемента на фоне геологической истории крупного элемента земной коры предопределяет появление того или иного типа резервуара и специфику ловушек в нем.

Из сказанного выше ясно, что группа или тип месторождений предопределяет и тип встречающихся в нем залежей. Следовательно, месторождение надо рассматривать не как механическую совокуп­ность залежей, а как геологический комплекс, предопределяющий условия формирования самих залежей. Правильнее залежь рассма­тривать как один из элементов месторождения. Определение место­рождения может быть предложено в следующей форме: под м е-

 

1. Классификация месторождений нефти п газа 213

с т о р о ж д е н и е м нефти и (и л и) газа следует по­нимать участок земной коры определен­ного геологического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа. В таком опре­делении в понятие месторождение включается не только сумма зале­жей, но и вся толща пород, принимающая участие в строении месторо­ждения. Учитываются не только резервуары, но и разделяющие их толщи, не только коллекторы, но и покрышки. Вместе с тем учитывается в целом и строение данного участка, обусловленное геологической историей его образования. Отсюда вполне естественно должны вытекать и особенности разведки различных нефтяных и (или) газовых месторождений, а в дальнейшем и принципы их разработки.

Тектонический фактор имеет решающее значение для формирова­ния месторождения. Поэтому он прежде всего учитывается при созда­нии классификационных схем месторождений нефти и газа. Подобная классификация структурных форм газовых и газонефтяных место­рождении была предложена И. В. Высоцким. Однако она не охваты­вает всех структурных форм нефтяных месторождений. Более полную классификацию структурных форм нефтяных месторождений раз­работал Ю. А. Косыгин. Мы использовали ее при определении ха­рактеристики основных подклассов месторождений.

Исходя из сделанного выше определения месторождения, следует считать их главными элементами структуру, характер залежей.

И. О. Брод при участии автора разработал классификацию неф­тяных месторождений, в которой кроме структурных признаков учитывался и тип залежей.

Тектонические условия формирования того или иного структур­ного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано формирование этого элемента. В качестве основ­ных геоструктурных элементов в земной коре выделяют геосинкли­нали и платформы. Особенности развития геосинклиналей и плат­форм предопределяют характер структурных отложений в их пре­делах. Поэтому при рассмотрении структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, правомерно разделение их на два основных класса: геосинклинальные (складча­тые) и платформенные.

Переход от геосинклинали к платформе осуществляется, как правило, через предгорный прогиб. Предгорный прогиб, хотя и раз­вивается в значительной своей части на теле платформы, является как бы переходным элементом между ней и геосинклиналью. Внешняя часть предгорного прогиба несет на себе все черты, характерные для платформы, а внутренняя обладает некоторыми особенностями, присущими геосинклинали. Не останавливаясь на подробной характеристике этих особенностей, отметим наличие

 

 

214 Гл. VIII. Месторождения нефти и газа

 

в центральной и внутренней частях прогиба довольно сильной фаци-альной изменчивости вкрест простирания и развитие складчатости, если и не типично геосинклинальной, то во всяком случае значи­тельно отличающейся от платформенной. Характерной особенностью такой складчатости является развитие линейных антиклинальных складок иногда с очень большой амплитудой, как правило, разделен­ных пологими корытообразными синклиналями.

При рассмотрении географического размещения нефтяных и га­зовых месторождений в качестве одной из особенностей отмечалось отсутствие их в горных странах. Геологически это выражается в от­сутствии или очень редкой встречаемости нефтяных и газовых место­рождений в центральных частях геосинклинальных (складчатых) областей. Тяготение нефтяных и газовых месторождений к краевым частям горных сооружений геологически выражается в расположе­нии месторождений в предгорных прогибах и областях погружения складчатых систем. Скопления нефти и газа редко встречаются в связи с такими типично геосинклинальными породами, как флиш. Другие геосинклинальные породы, например яшмы, вообще ни­когда не содержат скоплений нефти и газа. Таким образом, для цен­тральных частей геосинклинальных областей нефтяные и газовые месторождения нехарактерны.

Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем. Выделяя два основных класса нефтяных место­рождений, связанных с платформенными и геосинклинальными областями, надо иметь в виду, что под последними в данном случае понимаются не собственно геосинклинальные области, а примыка­ющие к ним (или заключенные внутри них) районы с относительно интенсивной складчатостью. Именно в таком понимании в описыва­емой ниже классификации выделяются два основных класса нефтя­ных месторождений:

I класс — месторождения, сформировавшиеся в складчатых об­ластях;

II класс — месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.

В I классе выделяются две группы месторождений: А — группа месторождений, связанных с антиклинальными складками; Б — группа месторождений, связанных с моноклинальным залеганием слоев.

Во II классе выделяются четыре группы месторождений: В — месторождения, связанные с куполовидными и брахиантиклиналь-ными поднятиями; Г — месторождения эрозионных и рифовых мас­сивов; Д — месторождения гомоклинали; Е — месторождения син­клинальных прогибов.

В основу выделения групп месторождений положен также тек­тонический фактор, приводящий либо к образованию сходных струк-

 

 

§ 1. Классификация месторождений нефти и газа 215

турных форм, либо обусловливающий появление зон стратигра­фических несогласий или выклиниваний (как частных случаев стратиграфических несогласий). Каждая выделенная группа месторо­ждений включает в себя набор типов месторождений. Типы месторождений выделяются по геологической характеристике ло­кальных участков земной коры, содержащих в себе залежи нефти и газа.

В группы объединяются типы месторождений по общим сходным признакам. Например, все месторождения, приуроченные к различ­ным типам анктиклинальных складок (общий признак антиклиналь), объединяются в одну группу. Соотношение между группами и типами нефтяных и газовых месторождений показано на рис. 109. Каждый тип месторождений включает в себя определенные группы залежей (табл. 46-50).

Таким образом, классификация учитывает не только структур­ный признак основного элемента, определяющего формирование месторождения, но и регионально тектоническое положение этого элемента относительно таких структурных единиц земной коры, как платформы и геосинклинали. Это, безусловно, одно из достоинств рассматриваемой классификации. Другим достоинством является отраженная в ней связь залежей с месторождениями. В то же время указанные моменты не развиты до логического завершения. Прове­денные за последние годы детальные исследования выявили довольно сложное тектоническое строение платформ. Не все типы структурных элементов, контролирующих формирование нефтяных и газовых месторождений, одинаково распространены на платформе. Напри­мер, соляные купола встречаются в определенных областях — в об­ширных и глубоко прогнутых краевых частях платформ. Рифовые массивы также распространены неравномерно по платформе, но их размещение имеет свои закономерности. Характер куполовид­ных и брахиантиклинальных поднятий в различных частях плат­формы также существенно различен. Встречаются пологие крупные складки неопределенной формы, например Ромашкинская, приуро­ченная к структуре первого порядка — Татарскому своду; Зеагли-Дарвазинское поднятие, расположенное в центральной части Цен­трально-Каракумского свода; Тарха-Кугультинское поднятие, при­уроченное к Северо-Ставропольскому валу Ставропольского свода. Но распространены и брахиантиклинальные поднятия с отчетливо выраженной длинной осью, довольно значительные по высоте, например Ярино-Каменноложское на Пермско-Багакирском своде; Мухановское, Дмитриевское, Коханы-Михайловское в пределах Жигулевско-Оренбургского свода; Узеньское и Жетыбайское под­нятия в Ейско-Мангышлакской впадине; Газлинское в пределах Бухарской ступени Каракумской платформы; Усть-Балыкское и Западио-Сургутское поднятия в пределах Сургутского свода, а также Мегионское, Соснинско-Советско-Медведицкое поднятия на

 

 

216 Гл- VIII. Месторождения нефти и газа

5 1. Классификация месторождений нефти п газа 217

Нижне-Вартовском своде Западной Сибири и Средне-Вилюйское поднятие в Вилюйской впадине.

В схеме не учитывается вся сложность строения складчатых областей, примыкающих к геосинклинали. Не отражено специфи­ческое строение структурных элементов межгорных впадин. Таким образом, в классификационной схеме не учитываются сложность взаимоотношения тектонических структур различного порядка и их взаимообусловленность.

Авторы схемы лишь классифицируют факты возможного распро­странения того или иного типа залежей в связи с той или иной груп­пой месторождений.

Проведенные в последние годы исследования позволили уста­новить целый ряд закономерностей в распространении залежей и месторождений нефти и газа в земной коре. Выявленные закономер­ности позволяют более полно характеризовать залежи и месторо­ждения нефти и газа в зависимости от геологической обстановки их существования. Эта обстановка определяется не только услови­ями геологического развития таких крупных структурных элемен­тов земной коры, как платформы и складчатые области, но и осо­бенностями строения их отдельных частей. В рассматриваемой выше классификации наблюдается разрыв между крупными тектониче­скими элементами первого порядка (платформы, складчатые области) и локальными элементами, контролирующими непосредственно об­разование месторождений нефти и газа. Сделано много попыток ввести в классификацию категорий скоплений нефти и газа более дробные тектонические элементы (Н. Ю. Успенская, А. А. Баки-ров, И. О. Брод и многие другие). При этом выделялись зоны нефте-газонакопления, нефтегазоносные бассейны или их части, провинции, области и районы и т. д. Не вдаваясь в дискуссию о наиболее пра­вильном наименовании выделяемых категорий, следует отметить, что внесение в описанную выше классификацию нефтяных и газовых месторождений дополнительных градаций по более дробным текто­ническим элементам должно устранить некоторые недостатки, при­сущие этой классификации.

Существенным недостатком рассмотренной классификации яв­ляется то обстоятельство, что в ней не отражены качество и коли­чество нефти и газа в залежах и в месторождениях в целом. В этом отношении представляет интерес классификационная схема, пред­ложенная В. Г. Васильевым, Н. С. Ерофеевым и др. (1966).

Эти авторы предлагают многопластовые месторождения нефти и газа подразделять с позиций фазового состояния углеводородов на несколько групп, названия которых отражали бы не все, а наиболее характерные для данного месторождения типы залежей (табл. 41). Определяющим условием для отнесения месторождения к пер­вым двум группам является преобладание суммарных запасов газа над геологическими запасами нефти или наоборот. Полную

 

218 Гл. VIII. Месторождения нефти и газа

характеристику месторождений авторы предлагают давать в виде формулы, состоящей из совокупности буквенных обозначений зале­жей, располагая их слева направо в убывающем порядке величин суммарных запасов однотипных залежей месторождения. Число однотипных залежей обозначают в индексе цифрой у буквенного обозначения. Суммарные запасы флюидов показывают перед буквен­ным обозначением: в числителе ставят запасы газа (в млрд. л*³) категорий А + В + С_х и в знаменателе — запасы газа категорий А + В. В таком же порядке записываются и геологические запасы нефти, которые ставятся вслед за запасами газа и заключаются в скобки. Запасы конденсата присоединяются к запасам нефти.

Из табл. 41 видно, что авторы не учитывают многие весьма важ­ные факторы, характеризующие месторождения, в том числе струк­турный. Делается попытка внести в характеристику месторождений характеристику залежей.

В настоящее время тектонисты (П. С. Шатский, В. В. Белоусов, В. Е. Хаин, М. Ф. Мирчинк, А. А. Бакиров и многие другие) раз­работали достаточно много детальных классификаций по истории развития и особенностям строения платформ и геосинклиналей. Однако непосредственное их приложение к классификации нефтяных и газовых месторождений вызывает значительные затруднения прежде всего из-за сложности этих схем.

Описанные выше два основных класса нефтяных и газовых место­рождений связаны с платформенными и складчатыми областями (назовем такие области условно структурами первого порядка). Для детализации классов предлагается выделить подклассы нефтя­ных и газовых месторождений, существование и особенности которых определяются структурно-тектоническими элементами второго по­рядка. В качестве основных структурно-тектонических элементов выделяются (рис. 110): I — глубокие грабены; // — внутриплат-форменные впадины; /// — сводовые поднятия и их склоны; IV — платформенная ступень или зона шельфа платформы; V — склон платформы или уступ, погружающийся в сторону предгорного про­гиба (склон платформы с некоторой условностью может рассматри­ваться как внешний борт предгорного прогиба); VI — центральная часть передового прогиба; VII — - внутренний борт передового про­гиба; VIII — поднятия складчатых сооружений (собственно склад­чатые сооружения); IX — межгорные впадины на древних основа­ниях; X — наложенные мульды.

Соответствующие наименования получают и подклассы место­рождений нефти и газа. Взаимоотношение между классами и под­классами месторождений приведено на рис. 111.

Некоторые авторы (В. Е. Хаин, А. А. Бакиров и др.) между платформенными и геосинклинальными (складчатыми) областями выделяют переходную область, предлагая тем самым трехчлен­ное деление основных структурно-тектонических элементов. При

 

§ 1 Классификация месторождений нефти и газа 219

Таблица 41

(по В. Г. Васильеву, Н. С. Ерофееву и др., 1966)

Типы месторождений	Залежи, которые могут быть встречены в разрезе месторождений	Примеры
Газовые Нефтегазовые Газонефтяные   Нефти и газы (конденсаты) Нефтяные Газоконденсатные   Нефтегазоконден-сатные	Газовые Газокопденсатногазовые Нефтегазовые Газовые Газопефтяные Нефтяные Газоконденсатногазовые Газонефтяные Нефтяные Нефтегазовые Газовые Газоконденсатногазовые   Нефтяные Газовые   Нефтяные Газоконденсатные Конденсатиые Газовые Газоконденсатногазовые   Нефтегазоконденсатные Газоконденсатнонефтяные Газоконденсатные Газовые Нефтяные Газонефтяные Нефтегазовые Газоконденсатногазовые Конденсатные

 

Гл. VIII. Месторождения нефти н газа

трехчленном разделении к третьему пере­ходному классу следует отнести под­классы V, VI, VII.

В конкретных геологических усло­виях выделенные основные структурно-тектонические элементы могут по своему облику и характеру существенно отли­чаться от предлагаемой схемы (рис. 110). Например, в сводовых поднятиях фун­дамент может быть местами выведен на поверхность, внешний борт передо­вого прогиба может ложиться непо­средственно на щит (отсутствуют эле­менты ///, IV, V). Внутриплатформен-ные впадины могут быть развиты также на базе грабена и будут отличаться от глубоких грабенов главным образом мощностью осадочной толщи. Возраст фундамента в пределах платформы может изменяться, особенно часто ото наблюдается в пределах 1V и V эле­ментов. Система складок в геосинкли­нали может быть опрокинута на пред­горный прогиб и перекрывать не только его внутренний борт, но и центральную часть. Возраст фундамента межгорных впадин бывает самый различный. Иногда по краям межгорных впадин разви­ваются прогибы, по своему облику на­поминающие в миниатюре передовые прогибы между геосинклиналью и плат­формой. Внешние борта таких прогибов могут перекрывать друг друга и т. д.

Структурно-тектонические условия и геологическая история каждого из выделенных подклассов существенно отличаются друг от друга. Различия в геологических условиях их форми­рования приводят к своеобразию усло­вий образования в пределах нефтяных месторождений и приуроченных к ним залежей.

В вертикальном разрезе осадочной толщи, содержащей в себе залежи нефти и газа, с некоторой условностью можно выделить несколько зон (сверху вниз).

 

 

§ 1. Классификация месторождений нефти и газа 221

Зона 1 расположена до глубины 500—800 м. Нижняя граница ее может быть определена как наиболее низкая отметка, на которой возможны условия свободного (активного) водообмена. По мере приближения к областям питания граница зоны опускается ниже.

Зона 2 — область возможного затрудненного водообмена в ре­зервуарах, заключающих залежи нефти и газа, глубина ее нижней

Рис. 111. Классы и подклассы нефтяных и газовых месторождений.

границы 800—1000 м. Другим критерием для выделения нижней границы этой зоны может служить взаимная растворимость нефти и газов. Ниже этой зоны всегда отчетливо наблюдается обратная (ре­троградная) растворимость нефтей в газах.

В зоне 3 весьма затруднен водообмен. Нижняя граница ее опре­деляется примерно на глубине залегания фундамента третьей группы месторождений. Ретроградные явления обычны.

Зона 4 застойная, водообмен отсутствует. Характерно широкое развитие аномалийных давлений. Ретроградные явления выражены очень ярко. Преобладают залежи конденсатпого типа и часто га­зовые.

 

222 Гл. VIII. Месторождения нефти и газа ______

В зоне 5 существование углеводородов возможно, по-видимому_г только в газообразной форме.

Выделенные пять вертикальных зон встречаются не во всех группах нефтяных месторождений. Особенности распределения вер­тикальных зон накладывают специфический отпечаток на тип место­рождений и залежей нефти и газа в каждой из выделенных групп месторождений.

Вертикальная зональность контролирует глубины возможного нахождения залежей, присущие им давления (нормальные, избыточ­ные и аномалийные), температуры, а следовательно, и свойства нефтей и газов, закономерности их изменения по разрезу и т. д.

(табл. 42).

В табл. 43 приведена общая характеристика выделенных основ­ных подклассов месторождений и некоторые наиболее важные их параметры. Каждому выделенному подклассу месторождений соот­ветствуют определенные группы и типы месторождений (табл. 43). Так, месторождения, связанные с соляными куполами, встречаются только в I и V подклассах, в VI подклассе часто встречаются место­рождения, связанные с диапировыми складками, и не встречаются месторождения, связанные с платформенными сводами, и т. д. Из этой же таблицы видно, что каждый подкласс характеризуется своеобразным набором структурных форм.

В современном тектоническом плане нефтяных месторождении нередко наблюдаются структурные несоответствия по разным стра­тиграфическим горизонтам. В месторождениях II и III подклассов по разрезу отмечается наличие одного или реже двух структурных планов. В месторождениях I, IV, V и IX подклассов часто наблю­дается несколько структурных планов с резкими расхождениями между ними. В VI подклассе также может наблюдаться несколько структурных планов, но обычно без резких расхождений. Для VII подкласса характерно не менее двух структурных этажей, причем верхний этаж либо имеет моноклинальное строение, либо предста­влен складками надвинутых покровов.

Одним их характерных параметров месторождении является количество залежей. Оно изменяется от нескольких залежей в 111 и VIII подклассах до многих десятков в VI и IX подклассах.

Существенно меняются и различные параметры залежей в выде­ленных подклассах. В табл. 44 показано изменение в залежах по подклассам: изменение типов ловушек, размеров залежей в плане и по высоте, характера давлений (соответственно естественных режимов) и взаимоотношений между нефтью, газом и конденсатом.

Как видно из всего вышеизложенного, выделяемые классы и под­классы нефтяных и газовых месторождений характеризуются свое­образием приуроченных к ним групп и типов месторождении и спе­цифическими особенностями в размещении залежей. Общая схема классификации месторождений нефти и газа представлена в таол. 45.