Месторождения нефти и газа, зона НГН и НГБ
Месторождения нефти и газа – совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади. Понятие месторождение включает в себя не только совокупность залежей, но и весь объем земной коры, в которых заключены залежи нефти и/или газа. Месторождения нефти или газа строго говоря не являются местами их рождения, а только местами их скопления, но этот термин укоренился, широко распространен и используется. Месторождения и залежь тоже разные понятия. На месторождениях могут быть ловушки и залежи неодинаковой морфологии, в разных стратиграфических комплексах.
Месторождение это участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей или одну залежь нефти и газа в ловушках, формирование которых обусловлено генезисом и строением этого участка.
На месторождении может быть разобщенность залежей в плане, но в пределах одной структуры – разноэтажность антиклинали, моноклинали, литологические экранированные. Они формировались независимо друг от друга, но находясь в пределах одного участка земной коры. Площадь месторождения составляет первые десятки и сотни кв. км, но известны и гигантские по площади месторождения.
Классификация месторождений проводится по различным критериям: по запасам УВ-сырья; по количеству залежей; по генезису и строению структур; по составу флюидов; по геотектоническому положению и др.
По величине геологических запасов выделяются:
мелкие <10 млн. т нефти, < 10 млрд. м3 газа
средние 10–30 10–30
крупные 30–300 30–500
уникальные>300 >500
В США выделяются другие категории по крупности месторождений: А, В, С, D, Е, F, причем граничные значение их несравненно ниже. Например, гигантскими считаются месторождения нефти с извлекаемыми запасами свыше 13,5 млн т (100 млн баррелей) и газа свыше 1,7 млрд мз (б0 млрд фута).
По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковых в залежах,т.е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаще встречаются месторождения, в которых присутствуют флюиды разного типа. При характеристике такого типа месторождения на первое место ставится флюид с наименьшей величиной запасов. Классификации месторождений нефти и/или газа по генетическому и морфологическому признакам структурных форм, их определяющих, проводились различными исследователями (А, А. Бакиров, И.О. Брод, Н.А. Еременко, И.В. Высоцкий, И.М. Губкин, Ф.Г. Крапп, Ю.А. Косыгин, В.Б. Оленин). Месторождения включают залежи, приуроченные к ловушкам разной формы и различного генезиса, поэтому ни одна из известных классификаций не охватывает всего многообразия месторождений. В основу положена классификация месторождений В.Б. Оленина, в которой используются два основных признака — генетический и морфологический. Наиболее крупные категории — типы выделяются на генетической основе, т.е. по процессам, приводящим к формированию тех или иных структурных форм-ловушек, которые доминируют в пределах данного месторождения. При оценке перспектив нефтегазоносности какой-либо территории и планировании поисково-разведочных работ этот признак позволяет судить о степени вероятности присутствия месторождений с определенной генетической характеристикой их структурных форм в данной геологической ситуации.
По генетическому принципу выделяются семь типов месторождений, каждый из которых подразделяется на классы и подклассы. Тип I — месторождения структурных элементов голоморфного (полного) складкообразования. Залежи в этих месторождениях связаны с ловушками, представляющими собой нормальные складки с различным наклоном крыльев, косые и опрокинутые складки, образованные в результате тангенциального сжатия. Такие месторождения широко распространены в молодых складчатых областях, например, Северный Сахалин, Таджикистан, Южная Туркмения, Калифорния; они приурочены к складчатым бортам краевых прогибов (Сев. Кавказ), к межгорным впадинам (Фергана). Этот тип объединяет два класса месторождений: 1) линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами; 2) линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами. В этом типе месторождения второго класса гораздо более многочисленны, чем месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами. По типу залежи пластовые сводовые, сводовые с дизъюнктивным экранированием, на крыльях моноклинальные дизъюнктивно экранированные; значительно реже встречаются массивные залежи. Ко второму классу также относятся месторождения, связанные со складчатыми надвиговыми структурами и покровами. Для таких месторождений характерно сдваивание или даже многократное повторение одновозрастных отложений и приуроченных к ним залежей.
Тип II — месторождения структурных элементов диаииризма подразделяется на три класса: 3) непрорванных соляных куполов, 4) закрытых диапиров, 5) открытых диапиров. Диапировые структуры, образованные пластичными глинистыми породами, принципиально не отличаются от соляных диапиров. Для них наиболее характерен 4-й класс месторождений — закрытых диапиров. Структурные элементы диапиризма принципиально отличаются тем, что их формирование происходит длительное время в процессе седиментации, неравномерный рост поднятий сопровождается перерывами в осадконакоплении и размывами. Ловушки и залежи, характерные для этого типа, разнообразны: пластовые сводовые, сводовые, осложненные разрывами, экранированные разрывом, стратиграфически экранированные (поверхностью несогласия) и литологически экранированные, в том числе ядром диапира. Типичным примером такого месторождения является Лок-Ватан (Апшеронский полуостров). Исследованиями последних лет установлено широкое распространение грязевого вулканизма в акваториях (Черное, Средиземное моря, Северо-Западная Атлантика, Норвежское море). Наличие грязевых вулканов — показатель перспективности недр на нефть и газ.
Тип III — месторождения структурных элементов отраженного складкообразования — наиболее распространенный тип месторождений; он включает два класса месторождений: 6) куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа (подклассы: А — пологих складок, Б — флексур) и 7) платформенных синклиналей. Ловушки могут быть как конседиментационными, так и постседиментационными; во всех случаях их формирование связано с вертикальным движением блоков фундамента.
Месторождений такого типа известно около 20 тысяч, cpeди которых гиганты (Ромашкинское, Самотлор) и очень крупные месторождения (Усть- Балыкское, Ново- Елховское, Бованенковское и др.).
Тип IV — месторождения структурных элементов разрывообразования, включает три класса месторождений: 8) приразрывных моноклинальных участков; 9) приразрывных трещиноватых участков, 10) горсты. Месторождения этого типа немногочисленны.
Нефтеносность приурочена к линзам тектонической трещиноватости, расположенным в пределах очень узких прямолинейных участков над разрывами, нарушающими более глубокие горизонты.
Тип V — месторождения рифогенных структур и соответственно класс месторождений 11 — рифовых массивов. Месторождения этого класса включают как единичные рифовые массивы — единичные рифовые постройки, атоллы, так и цепочки барьерных рифов, архипелаги. Ишимбайское месторождение в Башкирском Приуралье— одно из первых месторождений России такого типа, оно приурочено к сложному рифовому массиву раннепермского возраста, состоящему из пяти рифов и образующих единую залежь. С рифовыми массивами связаны крупные месторождения: Харьягинское в Харейверской впадине Тимано-Печорского бассейна, где присутствуют рифы в отложениях позднего девона. Месторождения такого типа известны в провинции Альберта (Канада)—крупнейшее месторождение Ледюк, в Мексике — Золотой пояс Мексики. Выявление месторождений такого типа — одно из перспективных направлений нефтепоисковых исследований настоящего времени.
return false">ссылка скрытаТип Vl — месторождения седиментогенных структурных элементов объединяет классы месторождений: 12) участков выклинивания на моноклинали; 13) локальных песчаных скоплений с подклассами А (баров), Б (русловых тел) и В (связанный с клинформами). Месторождения этого типа формируются при движении терригенного материала от источника сноса к бассейну седиментации. Вблизи источника сноса — это в основном литологически ограниченные ловушки в аллювиальных отложениях или руслах палеорек. Все эти тела являются аккумулятивными формами, возникшими за счет седиментации. Месторождения этого подкласса детально изучены и описаны И.М. Губкиным на Сев. Кавказе: «шнурковые» залежи (Нефтяно-Ширванское и др.). Такие залежи известны и в Тимано-Печорском бассейне (Войвожское месторождение).
Тип VII — месторождения эрозионно-денудационных структурных элементов, включает классы месторождений: 14) погребенных возвышенностей палеорельефа; 15) моноклиналей, срезанных поверхностью углового несогласия; 16) участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва.
Наиболее характерными являются ловушки экранирования по поверхности несогласия. Иногда присутствуют выклинивающиеся ловушки, образовавшиеся за счет вторичного заполнения пустот в частях природных резервуаров, примыкающих к поверхности углового несогласия. Залежи с экранированием поверхностью несогласия известны на многих месторождениях в Эмбенской области, в Волго-Уральском регионе (Туймазинское месторождение), в Тимано-Печорском бассейне (Усинское, Возейское, Западно-Тэбукское и др.). Месторождения 16 класса очень редки, это месторождения участков распространения трещин и каверн под поверхностью размыва.
Распределение известных запасов УВ сырья по подсчетам Г.Д. Клемме (1971) по типам месторождений следующее: наибольшее количество разведанных мировых запасов нефти и газа сконцентрировано в месторождениях куполов, брахиантиклиналей и антиклиналей платформенного типа, затем следуют месторождения линейных антиклиналей и брахиантиклиналей. На долю месторождений всех остальных классов приходится незначительная часть выявленных ресурсов нефти и газа, хотя отдельные крупные месторождения известны и среди других типов, среди которых основную роль играют месторождения соляных куполов и рифовых массивов.
Части земной коры, объединяющие однотипные нефтяные и/или газовые месторождения, выделяются в качестве самостоятельной категории нефтегеологического районирования и именуются большинством отечественных геологов-нефтяников зонами нефтегазонакопления. Понятие «зоны нефтегазонакопления» было введено И.О. Бродом. В работах А.А. Бакирова, И.О. Брода, И.В. Высоцкого, Н.А. Еременко, В.Б. Оленина, Н.Ю. Успенской, В.Е. Хаина оно не однозначно, хотя все определения включают главные признаки зон нефтегазонакопления территориальная близость и сходство строения месторождений нефти и газа, включенных в зону.
С генетических позиций наиболее соответствует этому понятию определение В.Б. Оленина (1977), согласно которому зона нефтегазонакопления — это часть земной коры в пределах структурно обособленного элемента последней, обеспечивающая своим строением и развитием общность условий формирования заключенных в ней месторождений нефти и газа. В плане зоны нефтегазонакопления бывают линейными и изометричными.
Классифицирование и типизация зон нефтегазонакопления проводилась по генетическому и морфологическому признакам многими исследователями (А.А. Бакиров, И.О. Брод, И.В. Высоцкий, Н.А. Еременко, В.Б. Оленин, Н.Ю. Успенская, В.Е. Каин). Ниже приводится классификация зон нефтегазонакопления В.Б. Оленина. Она, как и классификация месторождений нефти и газа, построена на тех же принципах: типы зон выделяются по генетическому признаку, классы внутри типов — по морфологическому.
Согласно указанному принципу выделяется семь зон нефтегазонакопления и восемь классов (табл. 1). Однако, при практических исследованиях не всегда можно определить генетическую природу как месторождения, так и зоны нефтегазонакопления. Подразделение по генетическому признаку возможно только в случае, когда природа объектов и/или групп объектов не вызывает сомнения это тектоническая и литолого- или седиментационно-стратиграфическая. В формировании ловушек месторождений зон нефтегазонакопления принимает участие группа факторов; проводить подразделения объектов следует по преобладающему признаку. Согласно вышесказанному, предлагаемая О.К.Баженовой и др. классификация зон нефтегазонакопления близка к классификации ловушек. По генетическому признаку выделяются три типа зон нефтегазонакопления: 1 — тектонический (или кинематогенный, рожденный движением); II — литолого-стратиграфический (связанный с изменчивостью литологического состава, обусловленного как особенностями седиментации, так и постседиментационными процессами); Ш — смешанный — литокинематогенный, в них оба фактора играют одинаково важную роль.
Таблица 1.
Классификация зон нефтегазонакопления
Тип | Класс |
I. Тектонический (кинематогенный) | 1) антиклинальный 2) региональных разрывов 3) горстовый |
II. Седиметационно–стратиграфический (литолого–стратиграфический | 4) литологического–выклинивания 5) стратиграфического срезания 6) рифтогенный 7) денудационно–эрозионный 8) катагенетический |
III Литолого–тектонический (литокинематогенный) | 9) соляно–купольный 10) гидродинамический 11) олистостромный |
Формирование зон нефтегазонакопления, а в их пределах месторождений нефти и газа, определяется тремя группами факторов: генетической природой и морфологией зон нефтегазонакопления, пространственно-временными соотношениями зон и очагов нефтегазообразования, условиями и механизмом улавливания углеводородов.
Условия образования, накопления, перемещения углеводородов и сохранность скоплений нефти и газа реализуется в нефтегазоносном бассейне, являющимся автономной историко-генетической геологической системой, основной единицей нефтегазогеологического районирования. Под нефтегазоносным бассейном понимается область устойчивого и длительного погружения земной коры, в процессе которого формируется тело осадочных пород — состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания, которых обусловливают образование, накопление и сохранность в них промышленных скоплений нефти и газа.
Понятие нефтегазоносный бассейн было введено И.О. Бродом и стало использоваться с 40 — 50-х годов (И.О. Брод, Н.А. Еременко, В.Е. Хаин, В.Б. Оленин, И.В. Высоцкий, Л. Уикс и др.). Смысл замещения понятия провинции на бассейн (при практическом сохранении контуров соответствующих территорий) обусловлен стремлением отразить связь нефтегазообразования и формирования залежей с осадочными бассейнами. По аналогии с бассейнами углей и горючих сланцев понятие «нефтегазоносный бассейн» удобнее, а термин «провинция» представляется более широким.
Существует много дробных классификаций осадочных нефтегазоносных бассейнов. В основу одних положен тектонический (структурный) принцип, другие построены по генетическому принципу.
В основу приводимой ниже эволюционно-тектонической классификации нефтегазоносных бассейнов положены представления о зависимости нефтегазоносности бассейнов от направленности и уровня их развития, что в свою очередь определяется тектонической природой и уровнем развития данного участка земной коры (табл. 2).
По тектоническому положению и направленности развития, а, следовательно, условиям накопления и преобразования осадочных пород, условиям нефтегазообразования и нефтегазонакопления все бассейны подразделяются на три типа: платформ, переходных зон и подвижных поясов. Выделение крайних типов нефтегазоносных бассейнов в настоящее время может рассматриваться общепринятым, так как различия в нефтегазообразовании и нефтегазонакоплении на платформах и в геосинклинально-складчатых областях очевидны и подчеркиваются всеми исследователями. Переходные зоны или зоны континентальных окраин также характеризуются специфическими особенностями, поэтому бассейны зон сочленения континент-океан целесообразно выделить в отдельный тип. Условно можно выделить и четвертый тип — океанический, при современном уровне знаний он выделяется предположительно.
Платформенные бассейны распространены как на древних, так и на молодых платформах и содержат крупнейшие на планете скопления нефти и газа. Примером может служить Западно-Сибирский бассейн с гигантскими месторождениями Уренгой и Самотлор. Как видно, большая часть нефтегазоносных бассейнов (и прежде всего крупных и крупнейших) относится к прогибам, имеющим так или иначе рифтовую или надрифтовую природу. При таком широком понимании процессов рифтинга с ним, по некоторым оценкам, связывается от 70 до 80 — 95% потенциальных и установленных запасов нефти и газа. При этом преобладающая доля запасов приурочена к бассейнам пассивных окраин континентов, современных или древних (класс складчато-платформенных бассейнов). Предложенная классификация отражает систематику бассейнов, исходя из направленности их развития, соотносимого с общими закономерностями формирования осадочного слоя земной коры, однако надо иметь в виду, что не существует двух одинаковых бассейнов. Поэтому любая классификация является сравнительно условной и может отражать лишь некоторые принципиальные черты, в определенной степени их абстрагируя и формализуя.
Нетфегазоносные бассейны складчатых и орогенных областей (межгорные и переходных зон) с позиций тектоники литосферных плит связываются с процессами столкновения и поддвигания плит. При этом используются различные термины: зоны дивергенции, конвергенции, коллизии, субдукции, отражающие конкретные этапы развития указанных процессов. Различают сближение активных континентальных окраин с океанической плитой (субдукция) и континентов друг с другом (коллизия). В таких условиях ряд нефтегазоносных бассейнов приурочен к прогибам, возникающим в результате столкновения континентов в приграничных зонах. При надвигании одной плиты на другую часть ранее образовавшегося бассейна может оказаться под покровом надвинутой плиты. Подобные явления зафиксированы, например, в области Скалистых гор. Предполагается их широкое развитие во многих орогенных зонах. В целом крупные нефтегазоносные бассейны для зон конвергенции не характерны.
Таблица 2.
Эволюционно-тектоническая классификация нефтегазоносных бассейнов
Тип | Подтип | Класс | Бассейны |
Платформы | Внутриплатфоррменный | Рифтовый | Рейнский Красноморский Днепрово–Донецкий |
Синеклиный | Среднерусский Мичиганский Иллинойский | ||
Платформенно–орогенный | Ферганский Таримский Бассейн Скалистых гор | ||
Окраинно-платформенный | Перикратонный | Прикаспийский Ливийский Северо–Черноморский Баренцевоморский | |
Складчато–платформенный | Тимано–Печорский Азово–Кубанский Волго–Уральский Персидского залива | ||
Наложенных синеклиз | Прикаспийский Иркутский | ||
Подвижные пояса | Островодужный | Фронтальные–дуговые | Тонга Барбадос Никобарский |
Междуговые | Восточно–Кубанский Луссон Волкегоп Сулу–Палаванский Кагаян | ||
Тыловодуговые | Южно–Охотский Уецу Калимантанский | ||
Складчато-орогенный | Орогенные | Панонский Южно–Якутский Маракаибский | |
Складчатый (синклинорий) | Сахалино–Охотский Сахалино–Хоккайдский Адамантанский | ||
Переходные зоны (области) | Пассивных окраин | Периконтинентально–платформенный | Бассейны атлантического побережья Африки и Южной Америки |
Рифтовый | Камбейский Восточно–Канадский Святого Лаврентия | ||
Активных окраин | Периконтинентально–складчатый | Гуаякильский Вентура Лос–Анджелес | |
Активизированных платформенных окраин | Восточно–Китайского моря |