Е. М. Максимов геология, поиск и разведка нефти и газа



страница8/11
Дата05.05.2016
Размер1.47 Mb.
1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11

VIII.2. Гипотеза неорганического (абиогенного) происхождения нефти.

Основные положения ее были намечены еще в прошлом веке Д.И.Менделеевым. Позднее она возродилась в США (1939г. – Е.Мак-Дермот), а затем в СССР (1951г. – Н.А.Кудрявцевым; 1955г. – П.И.Кропоткиным, И.М.Порфирьевым и др.) Сторонники неорганического происхождения нефти связывают ее образование либо с локальными очагами проявления магмы, либо рассматривают ее как продукт глубинных подкоровых процессов.

В 1954г. Н.А.Кудрявцев выдвинул гипотезу образования углеводородов в глубинных зонах Земли. По его предположению из углерода и водорода, содержащихся в магме, образуются углеводородные радикалы СН, СН2, СН3, которые служат материалом для образования нефти в более холодных верхних слоях Земли. Глубинные разломы, по мнению Н.А.Кудрявцева, служат путями для подъема из мантии Земли газов, паров и нефти.

Возможный синтез углеводородов неорганическим путем доказывается рядом простейших химических реакций, проведенных еще в прошлом столетии. Наиболее известной является карбидная теория Д.И.Менделеева (1887г.), согласно которой при реакции углеродистых металлов с водой образуется этан и окисел металла:

2FeC+3H2O = Fe2O3+C2H6.

Однако карбиды металлов в земной коре практически отсутствуют, предполагается их наличие в ядре Земли. Гипотеза неорганического происхождения нефти содержит много противоречивых положений. Критика последних дана И.О.Бродом, М.Ф.Мирчинком, А.А.Бакировым, Н.Б.Вассоевичем, М.К.Калинко, Н.А.Еременко и др.

1.В качестве одного из основных доказательств неорганического происхождения нефти Н.А.Кудрявцев рассматривал наличие нефти или ее признаков в магматических и метаморфических породах. Действительно, известно около 30 залежей нефти, находящихся в магматических и метаморфических породах, и около 200 нефтегазопроявлений в них. Геологический анализ показывает, что такие залежи и проявления в гранитах и базальтах образовались за счет притока нефти и газа из контактирующих с ними нефтегазоносных осадочных комплексов.

2. Гипотеза неорганического происхождения нефти не объясняет причину неравномерного размещения залежей нефти и газа по разрезу, присутствие скоплений в одних толщах и отсутствие в других, имеющих такие же коллекторы и покрышки.

3. Региональная приуроченность скоплений нефти и газа к зонам глубинных разломов использовалась как довод в пользу неорганической гипотезы. Исследования показывают, что прямая связь между глубинными разломами и нефтегазоносностью осадочных пород отсутствует.

4. Неорганическая гипотеза не объясняет причину образования чисто нефтеносных и чисто газоносных областей, причину территориального разделения нефти и газа.

И.М.Губкин (1932г.) отмечал, что “небольшие, не имеющие практического значения скопления нефти могли иметь и неорганическое происхождение, возникая в результате выделений из магмы. Но мы ведем рассуждения не об этих проявлениях нефти, а о массовых скоплениях, которые слагают нефтяные месторождения”.
VIII.3 Осадочно-миграционная теория происхождения нефти.
Эта теория предполагает в качестве источника образования нефти осадочные толщи, а именно – рассеяное органическое вещество (РОВ), содержащееся в осадочных породах. Впервые гипотеза органического происхождения нефти была высказана М.В.Ломоносовым, отметившим, в частности, образование битумов из углей при нагревании без доступа кислорода.

Органическое происхождение нефти и природного газа ныне признается большинством геологов и химиков. Геологическое доказательство этой теории базируется на закономерностях в размещении залежей нефти и газа в земной коре. 99,9% известных скоплений нефти и газа локализовано в осадочных толщах. Причем, залежи нефти и газа приурочены не ко всякой осадочной толще, а лишь к определенным их частям. Геологическим доводом в пользу этой теории является также наличие нефти в линзах проницаемых пород внутри непроницаемых толщ.

Химические доказательства базируются на сходствах органических соединений нефтей с органическими соединениями битумоидов, извлекаемых из рассеянного органического вещества осадочных горных пород различными растворителями. Особенно близкое сходство имеют строения молекул липоидов и некоторых углеводородов нефтей. Кислородные, азотистые и сернистые соединения нефтей имеют явно биогенное происхождение. В золе нефтей обнаруживаются те же микроэлементы, что и в золе каменных углей, органическое происхождение которых не вызывает сомнения.

Одним из доказательств в пользу органического происхождения нефтей является их оптическая активность. Полученные же в результате неорганического синтеза искусственные нефти оптически не активны. На генетическое родство нефтей и рассеянного органического вещества указывает и близость изотопного состава углерода нефтей и изотопного состава углерода органических веществ. Вертикальные зональности в изменении изотопов серы нефтей и вмещающих их осадочных толщ почти полностью идентичны.

В лабораторных условиях из органических соединений холестерина, олеиновых и стеариновых кислот под действием хлористого аммония еще в 1927-31г г. академиком Н.Д. Зелинским при температуре около 200°С получена искусственная нефть, содержащая типичные представители нафтено-метановых углеводородов, из которых состоит природная нефть. Повторные опыты показали, что процесс превращения хлопковых масел, олеиновых кислот в жидкие углеводороды при воздействии глин, песков, мела в качестве катализатора достаточно интенсивно происходит уже при температуре около 100°С.

Углеводородные соединения обнаружены в современных осадках Черного моря. Восстановленная часть рассеянного органического вещества осадков древнего Каспия содержит углерода 80%, водорода 10%, кислорода с азотом-10%. Для сравнения: содержание углерода в нефтях составляет 85%, водорода-11%, кислорода-4%, т.е. этим битумам остается потерять около 5-7% кислорода, чтобы достигнуть элементарного состава нефти. Эти явления, очевидно, представляют собой начальную стадию процессов нефтеобразования.

Вывод: гипотеза органического происхождения нефти доказывается достаточно убедительно как геологическими факторами, так и химическими исследованиями, и, благодаря научным анализам советских ученых-геологов, по праву получила название осадочно-миграционной теории происхождения нефти.

Любая осадочная горная порода в том или ином количестве содержит рассеянное органическое вещество: остатки планктона, бактерий, водорослей, макро- и микрофауны, рыб, наземных растений и животных, захороненные в илах на дне морей, озер, рек. Среднее содержание органического углерода в морских глинах составляет 2-3%, в песчаниках – 1-1,5%. Некоторые разновидности осадочных пород, такие, как битуминозные глины, сапропелиты, горючие сланцы содержат органический углерод в количестве от 20 до 50%.

Органические остатки растительного мира относятся, в основном, к гумусовому типу, животного мира - к сапропелевому ряду.

В зависимости от конкретных условий преобразование органических остатков горных пород может происходить в трех разных направлениях:

1) тление - при свободном доступе кислорода

2) гумификация - при ограниченном доступе кислорода

3) гниение - при отсутствии доступа кислорода

При всех этих процессах происходит образование газов (в том числе и углеводородных), жидкого и твердого вещества. В условиях недостаточного кислорода происходит брожение вещества под действием микробов. Часть новообразованных продуктов через поры пород удаляется в атмосферу и гидросферу, другая часть сохраняется в породе. Преобразование органического вещества в осадке до почти бескислородных углистых или битуминозных веществ может происходить лишь в восстановительной или слабо восстановительной среде. Само органическое вещество в процессе своего разложения создает в породе восстановительные условия.

Битумоид, извлеченный из породы хлороформом, по существу представляет собой "микронефть" - дисперсную нефть, находящуюся в породе в рассеянном состоянии. Однако полного сходства битумоидов с нефтями нет, хотя они состоят из тех же метано-нафтеновых и ароматических углеводородов.

Фито- и зоопланктон поставляет главную массу исходного для нефти органического вещества, но в образовании компонентов нефти могут участвовать и другие водные организмы и вообще все живое вещество планеты. Исследованиями установлено, что в I м3 современных осадков Черного моря содержится около 100 граммов углеводородов (микронефти).


VIII. 4. Главная зона нефтеобразования (ГЗН)
К числу факторов, обеспечивающих превращение рассеянного в осадках органического вещества (РОВ) в нефть, относятся температура, давление, катализаторы, деятельность микробов, зараженность бассейна сероводородом и др. Нефть представляет собой глубоко восстановленный продукт, поэтому наличие восстановительной среды для нефтеобразования является обязательным. Сероводород (H2S) рассматривается как индикатор восстановительной среды: чем его больше, тем восстановительнее среда.

Температура влияет благоприятно на процесс нефтегазообразования только до предела 300-500°С, свыше этой температуры начинается разрушение нефтяных углеводородов. Катализаторами в процессах нефтеобразования являются глины и продукты жизнедеятельности бактерий. На первых этапах преобразования РОВ из него удаляется углекислота и вода, затем аммиак и сероводород. С исчезновением запасов легко отщепляемого кислорода и водорода в виде СО2, Н2О, Н2, NH3 наступает очередь удаления основной массы водорода в виде метана (СН4).Последующая потеря водорода приводит к образованию угля и графита.

Первые порции нефтяных углеводородов в осадках образуются еще на стадии раннего диагенеза осадка. Однако ввиду малой мощности и хорошей проницаемости перекрывающих толщ образовавшиеся углеводороды рассеиваются в гидро- и атмосфере. Гипотезы раннедиагенетического происхождения нефти придерживались В.В. Вебер, П.З. Смит, К.А. Юркевич и др. К.П. Калицкий (1923) пришел к выводу, что нефть генерировалась из отложений морских водорослей и накапливалась на месте ее образования.

В настоящее время господствующей является гипотеза катагенетического образования нефти, где главная роль отводится температуре. Исследованиями в МГУ в 60-х годах XX века было установлено возрастание битумоидного коэффициента в хлороформенных битумоидах, начиная с температуры 50-6О°С и при давлении 120-150 ат, что соответствует глубинам 1200-1500м. На этих глубинах составы углеводородов микронефти и макронефти становятся близкими. Период увеличения содержания битумоидов и углеводородов в глинистых отложениях при погружении бассейна, когда происходит образование значительного количества жидких углеводородов и массовая первичная миграция микронефти, Н.Б. Вассоевич в 1967 году назвал главной фазой нефтеобразования (ГФН), а зона глубин, соответствующая этой фазе, позднее была названа главной зоной нефтеобразования (ГЗН).



Рис.9 Главная зона нефтеобразования. По Н.Б.Вассоевичу, 1969; С.Г.Неручеву, 1973; Преображенскому и др., 1971.
Горные породы, участвовавшие в эксперименте: 1 – терригенный девон Волго-Урала; 2 – бавлинские отложения Волго-Урала; 3 – кембрий Восточной Сибири, 5 – сапропелево-гумусовое органическое вещество Западной Сибири.
Наступление ГФН зависит от типа ОВ. На глубине 1,5-2,0 км, на длиннопламенной стадии метаморфизма ОВ наступает скачкообразное возрастание жирности газов, что означает наступление главной фазы нефтеобразования. Образование жидких УВ достигает максимума на глубине около 3,0 км. На рубеже жирных и коксовых стадий метаморфизма 0В, что соответствует глубинам 3,5-4,0 км, ГФН завершается. Образовавшиеся нефтяные углеводороды вместе с газами мигрируют вверх по восстанию слоев, повышая концентрацию УВ в пластовых водах и давая начало аккумуляции в ловушках в виде залежей как в самой ГЗН, так и выше нее. Основные запасы нефти в нефтегазоносных бассейнах действительно залегают с некоторым смещением вверх от ГЗН с проявлением максимума на глубине примерно 2 км (рис.9).

Современные глубины залегания нефтей в России составляют: 25% - на глубине 0,5-1,0 км, 40% - на глубине 1-2 км, 20% -на глубине 2-3 км. По данным Л.К. Лендса (США), из общего числа залежей, открытых в период с 1949 по 1965 гг. на глубине свыше 4570 м, 4/5 оказались газовыми и газоконденсатными, и только 1/5 - нефтяными. Лендс считает нижней границей промышленной нефтеносности зону с температурой 177°С.

Без первичной миграции образование залежей нефти происходить не может. С учетом этого теория органического происхождения нефти по предложению Н.Б. Вассоевича была названа теорией осадочно-миграционного происхождения нефти. Многие исследователи допускают возможность миграции углеводородов в растворенном в воде состоянии. Как газообразные, так и жидкие углеводороды в той или иной мере растворимы в воде, причем растворимость жидких углеводородов возрастает с увеличением температуры. Движение подземных вод в проницаемых пластах происходит при уплотнении глин, сопровождающемся отжатием из них седиментационных вод. На этом этапе движение вод направлено к краям бассейна - в зоны меньших температур и давлений (Карцев, 1975). На пути такой миграции подземных вод при снижении температуры и давления происходит выделение растворенных углеводородов в свободную фазу. Нефтяные углеводороды могут мигрировать также в форме, растворенной в газах. После выделения в свободную фазу начинается струйная миграция нефти по порам и трещинам горных пород до достижения ловушек – барьеров на путях миграции.

"Нефть - детище литогенеза, органически связанная с осадочным процессом, но образуется только в результате миграции", - отмечает Н.Б. Вассоевич. "Теория утверждает, а практика подтверждает, что все более или менее крупные области устойчивого опускания земной коры, выполненные нормальными субаквальными отложениями достаточной мощности (1,5-2,0 км) и более, являются зонами нефтегазогенерирования... Исходя из осадочно-миграционной теории происхождения нефти можно давать оценку прогнозных запасов нефти, предсказывать закономерности зон нефтегазонакопления, типы нефтей на различных глубинах и т.д." (Вассоевич, 1967, с. 152-153).


Глава IX. УСЛОВИЯ ФОРМИРОВАНИЯ, СУЩЕСТВОВАНИЯ И РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
IХ. 1. Основные факторы благоприятные для формирования залежей нефти и газа
С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти и газа для формирования месторождений необходимы следующие основные факторы:

1. Достаточно большой объем исходного вещества, а именно рассеянного органического вещества, захороненного в осадочных толщах при процессах седиментации.

2. Погружение осадочных толщ, содержащих РОВ, в главную зону нефтеобразования, т.е.в зону глубин с температурой выше 60°С и давлением более 120 ат.

3. Широкая латеральная и вертикальная миграция микро- и макронефти, пузырьков и струй газа.

4. Наличие ловушек нефти и газа с соответствующими резервуарами и экранами.
IX. 2. Первичная и вторичная миграция нефти и газа
Как отмечалось выше, формирование залежей и месторождений нефти и газа может происходить только путем миграции их из дисперсного, рассеянного в породе состояния. С другой стороны, способность нефти и газа течь и рассеиваться в природной среде отрицательно влияет на сохранность скоплений этих видов полезных ископаемых в течение длительного геологического времени.

Под первичной миграцией нефти понимают перемещение в геологическом пространстве микронефти и пузырьков газа, рассеянных в подземных водах и горных породах, в направлении к коллекторам и ловушкам. В результате этого процесса образуются первичные скопления нефти и газа – макронефть, залежи нефти. Первичная миграция осуществляется в водорастворенном, газорастворенном состоянии, либо в форме мелких пузырьков и капель.

Под вторичной миграцией понимают перемещение в геологическом пространстве макронефти и свободного газа в виде струй и потоков. Вторичная миграция нефти и газа осуществляется в свободном состоянии уже после формировании некоторых первичных скоплений нефти и газа или при перетоках из одной ловушки в другую из одного резервуара в другой при переформировании и разрушении залежей и месторождений. Чем меньше удельный вес углеводородов и чем проще построены их молекулы, тем больше их способность миграции через толщи пород. В природных условиях существует следующий ряд углеводородных веществ по степени возрастания миграционной способности: асфальт-мальты - "мертвая нефть" - недонасыщенная газом нефть - насыщенная газом нефть - смесь нефти и газа - газ с конденсатом - сухой газ.

Миграция жидкостей и газов через пористые и трещиноватые породы осуществляется по законам фильтрации. Миграция через практически непроницаемые среды осуществляется на молекулярном уровне по законам диффузии.

К факторам, влияющим на процесс миграции, относятся давление, температура, гравитация, гидравлика, капиллярные силы, энергия упругости и др.

I. Давление. Под действием геостатического давления происходит уплотнение горных пород и отжатие из них воды, нефти и газа. Геодинамическое давление обусловлено движением подкоровых и внутрикоровых геологических масс. Оно вызывает смятие слоистых толщ в складки, разрывы их сплошности, дополнительное уплотнение горных пород, поднятие и опускание обширных территорий. Гидродинамическое давление (напор движущегося потока воды) определяет направление миграции подземных вод и растворенных в них углеводородов.

2. Температура - главный фактор преобразования РОВ в подвижные углеводороды. Она влияет на вязкость нефти, и при достижении критических значений разрушает сложные молекулы, повышая их миграционную способность.

3. Гравитационный фактор обуславливается разностью плотностей воды, нефти и газа. Он вызывает всплывание газа и нефти через толщи поровой воды. Процесс облегчается, если он происходит не по отдельным каплям, а в виде непрерывных струй и потоков. При малых размерах пор породы и при незначительных перепадах давлений в резервуаре гравитационные силы не в состоянии преодолеть силы трения и свободное движение подвижных веществ прекращается.

4. Гидравлический фактор обусловлен движением подземных вод и проявляется в тех частях артезианского бассейна, где происходит струйное движение вод внутри пластов. Существенную роль он приобретает при движении жидкостей по трещинам. При своем движении вода увлекает с собой капли нефти и пузырьки газа, способствуя их миграции на значительное расстояние.

5. Капиллярные и молекулярные силы играют существенную роль на стадии первичной миграции микронефти из глинистых пород в коллекторы. Чем меньше диаметр пор, тем больше капиллярные силы. Так как вода смачивает породу лучше, чем нефть, то в результате капиллярного давления она вытесняет нефть из мелких пор в более крупные.

6. Энергия, расширения газа. Сжатый газ, находящийся в растворенном состоянии или в газовой шапке, обладает способностью к расширению при снижении давления. При этом возникает дополнительное давление, способствующее вытеснению нефти или воды из ловушки и перетоку их по пласту в вышележащие ловушки.

7. Энергия упругого расширения жидкости и пород. Вода и горные породы на глубине находятся в сжатом состоянии. Коэффициент сжатия воды весьма мал, но при больших объемах воды снижение давления в пласте может вызвать значительное увеличение объема жидкости и ее перемещение в пространства.

Дальность миграции зависит от конкретных геологических условий, обеспечивающих действие необходимых сил и наличия путей миграции. При отсутствии путей миграции и при внутрипоровых давлениях, превышающих пластовое и предел упругости пород, могут возникнуть гидроразрыв и образование трещин. При низких внутрипоровых давлениях и при отсутствии путей миграции нефть и газ остаются в породе в захороненном рассеянном состоянии.

Различают внерезервуарную, внутрирезервуарную и межрезервуарную миграции. Внерезервуарная миграция происходит на ранних стадиях превращения органического вещества в микронефть на стадиях уплотнения глинистых пород и отжимания из нее воды, газа и микронефти, завершается переносом их в природный резервуар. Внутрирезервуарная миграция - это миграция по порам и трещинам пород резервуара, завершается формированием залежей нефти и газа. При этом на путях миграции внутри резервуара происходит разделение мигрирующей газовой и газонефтяной смеси по принципу дифференциального улавливания. Однако во многих случаях миграция приводит к смешению ранее разделившихся нефтей и газов. Межрезервуарная миграция - вторичная миграция, происходит из нижележащего резервуара в вышележащий по зонам тектонических нарушений, трещиноватости и ухудшения качества покрышек.

По направлению в пространстве различают вертикальную и бо­ковую (латеральную) миграции. Направление миграции зависит от особенностей строения артезианского бассейна. И.М. Губкин писал: "Закон передвижения нефти в сущности прост: нефть выбирает линии наименьшего сопротивления и пробирается в каждом отдельном случаев в том направлении, в каком ей это легче сделать".
IX. 3. Основные факторы, благоприятные для существования залежей.
Главным условием существования залежей нефти и газа после их образования является сохранение тех физико-химических и геологических условий среды, при которых формировались залежи. К ним относятся: 1) сохранение ловушки; 2) сохранение качества покрышки; 3) изолированность залежей от поверхностных экзоген­ных реагентов, окисляющих и разрушающих углеводороды (влияние пресных вод, микробов и др.); 4) застойный режим законтурных вод; 5) ограниченность процессов диффузии; 6) ограниченность изменений температуры и давления.
IX. 4. Разрушение залежей нефти и газа
В природных условиях происходят постоянные процессы не только формирования залежей, но и переформирования и разрушения их. К числу основных факторов, разрушающих залежь, относятся: раскрытие ловушки; изменение состава законтурных вод; изменение гидродинамики подземных вод; ухудшение качества покрышки; диффузия жидкостей и газов через покрышки; изменение температуры и давления.

1. Раскрытие ловушки. Такой процесс может происходить при увеличении регионального наклона пластов-резервуаров, при нарушении их тектоническими разломами. При возрастании регионального наклона слоев малоамплитудные куполовидные складки могут раскрыться, частично или полностью преобразовываясь в структурные носы и выступы. При этом создается условия для перетока нефти и газа в вышележащие ловушки или в близповерхностные условия.

Нефть теряет часть растворенного газа, а в близповерхностных условиях превращается в "мертвую нефть" или в залежи битумов и асфальтов. За счет латеральных вторичных перетоков в наиболее приподнятой части резервуара могут образоваться гигантские скопления нефти и газа. При тектонических разрывах, проходящих через ловушки, в зависимости от местоположения разлома относительно центра залежи происходит частичное или полное ее разрушение. В случае сообщения крупных трещин или разлома с поверхностью Земли создается наибольший перепад давлений, разрушение залежей протекает бурно и на месте их выхода наблюдаются газовые выбросы, источники нефти, достигающие иногда значительных размеров. Так как в своем движении поток воды и газа захватывает частицы вмещающих пород, на месте его выхода образуются грифоны и грязевые вулканы. Такие процессы широко развиты в нефтегазоносных провинциях молодых складчатых областей, в горных и предгорных районах, в частности, в Предкавказье, Средней Азии, на полуострове Челекен и др.

Раскрытие ловушки эрозионными процессами происходит при общем поднятии территории, в результате которых залежь поднимается в близповерхностные условия и раскрывается при разрушении перекрывающей ее покрышки. Так образуются залежи асфальтов и битумов.

2. Влияние состава законтурных вод. Сульфатные воды действуют разрушающе на углеводородные соединения. Бактерии законтурных вод разлагают углеводороды и могут привести и превращению нефти целиком в газ, а иногда к уничтожения и газообразных углеводородов.

3. Влияние гидродинамики подземных вод. Формирование залежей нефти и газа происходит на седиментационных этапах развития артезианских бассейнов, когда подземные воды отжатые при уплотнении глинистых пород, имеют направленное движение от центра бассейна к его периферии. В периоды интенсивных поднятий нефтегазоносных территорий наступает инфильтрационный этап развития артезианских бассейнов. При этом направление движения подземных вод меняется на обратный, поверхностные воды из периферийных частей проникают вглубь бассейна и разрушают залежи углеводородов. Залежь может разрушаться и при изменении гидравлического режима, обусловленного возрастанием скорости движения подземных вод. Поток воды при увеличении скорости движения увлекает с собой углеводородные соединения из законтурных частей залежи и тем самым частично или полностью разрушает залежь.

4. Ухудшение качества покрышки. За многие миллионы лет существования залежей в породах, играющих роль экрана, в глубинных зонах происходят диагенетические и эпигенетические изменения. Перекристаллизация глинистых минералов, превращение глин в твердую породу сопровождается сокращением объема породы и образованием микротрещин. Эти процессы приводят к ухудшению со временем экранирующих свойств покрышек, фильтрации нефти и газа через покрышки и в конечном итоге - к частичному или полному разрушению залежей.

5. Эффект диффузии углеводородных молекул через покрышки. Зависит, прежде всего, от размеров молекул и от качества покрышки. Чем древнее возраст залежи, тем интенсивнее влияние диффузионного фактора на залежь, при длительном существовании которой, (десятки миллионов лет) в результате диффузии из нее удаляется газ газовых шапок или растворенный газ. Этими процессами объясняется, в частности, преобладание в древних (палеозойских) нефтегазоносных бассейнах нефтяных залежей над газовыми, наличие в них залежей "мертвой нефти", битумов и асфальтов.

6. Влияние температуры и давления. При снижении температуры и давления понижается растворимость газов в нефтях. Газ при этом выделяется в свободную фазу, поэтому нефть становится густой, вязкой, тяжелой. При повышении температуры и давления повышается взаимная растворимость нефтей и газов. Происходит преобразование нефтегазовых залежей в газоконденсатные. В зоне температур около 1000°С органическое вещество и углеводороды, находящиеся в породах, сгорают с образованием минеральных веществ.

Вывод: процессы образования и разрушения залежей тесно переплетаются между собой. На первых же этапах развития бассейна может происходить не только образование залежей, но и их переформирование и разрушение. Те же факторы, которые вначале способствовали образованию залежи, в дальнейшем могут являться причиной их разрушения. Определяющим среди них является геологическая история нефтегазоносных территорий.


IX 5. Время формирования залежей
С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти вопрос о времени формирования залежей может решаться на геологической основе с использованием геохимических и физических параметров нефти. К числу таких данных относятся: возраст вмещающих пород, время формирования ловушек, вступления вмещающих толщ в ГЗН и др. При этом необходимо отметить, что образование залежи не является кратковременным процессом, а происходит в течение длительного геологического времени (миллионы лет).

Залежь не может быть древнее толщ, в которых она залегает. При вступлении осадочных толщ в ГЗН начинается массовая миграция углеводородов из нефтематеринских толщ. Этот временной интервал является наиболее благоприятным для образования скоплений нефти и газа. Залежь не может быть древнее ловушки, в которой она залегает. Для определения возраста залежи используется также давление насыщения. Газ не может выделиться в свободную фазу до тех пор, пока давление насыщения не будет равно пластовому. Залежь нефти не могла образоваться при давлении ниже упругости растворенных в ней газов. Следовательно, для залежей нефти давление насыщения может служить критерием глубины и времени их первоначального формирования. Расчеты, в основу которых были положены такие исходные данные, показали, что залежи Самарского Поволжья и Заволжья, залегающие в девонских отложениях, сформировались в каменноугольное время, либо в ранней перми т.е. 250-300млн.лет назад.


Глава X. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ
Х.1. Закономерности размещения месторождений нефти и газа по стратиграфическому разрезу
Скопления нефти и газа известны в отложениях всех возрастов, начиная от протерозоя до четвертичного отдела. Однако основные запасы их приурочены к осадочным породам определенного возраста, в то время как в породах другого возраста они присутствуют лишь в незначительных размерах. Опыт показывает, что одни и те же отложения высокопродуктивны в одних районах и не продуктивны в других. С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти такое неравномерное размещение месторождений объясняется литолого-фациальными условиями образовании вмещающих толщ и особенностями тектонического строения и развития конкретной области и района.

Основная часть мировых разведанных запасов нефти сосредоточена в палеозойских и мезозойских отложениях, а основная часть запасов газа - в меловых и кайнозойских отложениях (рис.10). В докембрийских и четвертичных отложениях скопления нефти и газа встречаются весьма редко и в незначительных масштабах.

По данным А.Я. Кремса, в 1954 году в мире нефть добывалась из палеозойских отложений – 33%, мезозойских отложений-19%, кайнозойских отложений-45%. В 1965 году в СССР газ добывался из кайнозоя – 21%, мезозоя – 40%, палеозоя – 39%; нефть из кайнозоя - 8,5%, мезозоя - 7,5%, палеозоя – 74%. С вводом в разработку месторождений Западной Сибири в 1960-х годах, эти соотношения претерпели значительные изменения. Теперь нефть и газ в России в основном, добываются из отложений мезозойской группы.

Для каждого материка и для каждого нефтегазоносного бассейна существуют свои закономерности распределения запасов нефти и газа по стратиграфическим комплексам. Причем основные запасы приурочены к крупным и гигантским месторождениям.

Неравномерное распределение запасов нефти и газа по стратиграфическому разрезу объясняется периодичностью (цикличностью) геологических процессов, а именно - цикличностью процессов накопления органического вещества в осадочных толщах. В тех отложениях, где сконцентрированы максимумы запасов нефти и газа, содержатся и максимальные объемы каменного и бурого угля. Это свидетельствует о том, что нефтегазоносные толщи формировались в периоды расцвета органического мира, в периоды талассократических режимов развития континентов, когда значительная часть их была покрыта относительно мелководными морями, в которых происходило бурное развитие микро- и микроорганизмов. Такие режимы господствовали в девоне, карбоне, в юрском и меловом периодах, в зоцене, олигоцене и миоцене. В отложениях триаса, формирование которых происходило в условиях геократического режима континентов, когда континенты испытывали воздымание и в основном, представляли сушу, нефтегазоносные толщи практически не формировались. В них содержатся минимальные запасы нефти и газа.
X.2. Закономерности размещения нефти и газа по площади. Нефтегазоносные провинции (бассейны)
Нефтегазоносные территории занимают всего лишь около 30% поверхности континентов, остальная территория скоплений нефти и газа не содержит. Нефтегазосодержащие толщи отсутствуют на щитах древних платформ и в пределах горных систем, сложенных геосинклинальными складчатыми метаморфизированными образованиями. На континентах нефтегазоносными являются равнины и низменности, расположенные между горными системами и щитами. В их пределах осадочные толщи залегают на складчатом основании, метаморфизированы весьма слабо или вообще не метаморфизированы, деформированы в пологие складки платформенного типа. Однако месторождения нефти и газа образуются только в осадочных бассейнах, имеющих мощность платформенного чехла не менее 1,5-2,0 км. Только такие бассейны имеет достаточный объем рассеянного вещества для преобразования их в жидкие и газообразные углеводороды в промышленных масштабах.

Под нефтегазоносными провинциями (бассейнами) понимают крупные области длительного погружения, выполненные слабо метаморфизированными осадочными толщами и содержащие месторождения нефти и газа. В настоящее время на континентах и островах земного шара известно около 160 нефтегазоносных бассейнов, которые отличаются друг от друга по своим размерам, возрасту осадочных толщ, по их приуроченности к крупным тектоническим элементам земной коры и другим показателям.


X.З. Классификация нефтегазоносных провинций
По тектонической природе, приуроченности к крупным тектоническим элементам земной коры Н.Ю.Успенская (1966г.) выделила классы, подклассы и группы провинций. Классов выделяются два: 1) провинции платформенных областей; 2) провинции складчатых (подвижных) областей. Подклассы выделяются по возрасту платформенных и складчатых областей, группы - по приуроченности к тектоническим элементам меньшего ранга (табл.15)

Нефтегазоносные бассейны древних платформ имеют докембрийский фундамент, палеозойский осадочный чехол. Некоторые бассейны древних платформ продолжали опускаться в мезозое и в меньшей мере в кайнозое. Такие бассейны, кроме палеозойских, содержат мезозойские и кайнозойские платформенные чехлы. Примерами их являются Мексиканский и Прикаспийский бассейны. Они характеризуются большими мощностями осадочного чехла, высоким этажом нефтагазоносности (до 10км.)

Примерами провинций крупных грабенов и авлакогенов на древних платформах являются Днепрово-Донецкая и Суэцкая провинции. Примерами провинций внутриплатформенных впадин являются Пермская, Западная, Внутренняя на Северо-Американском континенте. Примерами провинций склонов древних платформ являются: Волго-Уральский, Печорский бассейны на Русской платформе. К провинциям активизированных платформ относятся внутренние и краевые впадины Китайской, платформы.

Провинции классифицируются также по виду углеводородов (табл.16), величине запасов (табл.17) и возрасту (табл.18).



Рис.10 Распределение мировых запасов нефти и газа по стратиграфическим комплексам. По В.Ф.Раабену, 1978.


Рис.11 Глубинное положение основных этажей нефтегазоносности в разновозрастных отложениях. По В.Ф.Раабену, 1978.
1 – на платформах; 2 – в молодых складчатых областях.
Таблица 15

Классификация нефтегазоносных провинций (по Н.Ю.Успенской, 1968)




Классы

Подклассы

Группы

Провинции платформенных областей



Древних платформ



  1. Приуроченные к крупным грабенам, авлакогенам

  2. Провинции внутриплатформенных впадин

  3. Провинции склонов платформ

  4. Провинции активизированных платформ

Молодых платформ

  1. Провинции грабенов

  2. Провинции крупных внутриплатформенных впадин

Провинции складчатых областей



Молодых (Mz – Kz) складчатых областей

  1. Провинции эпипалеозойских орогенических областей

  2. Провинции передовых прогибов

Древних складчатых областей

  1. Провинции межгорных впадин и прогибов

  2. Провинции передовых прогибов

Для провинций молодых платформ характерны палеозойский возраст складчатого фундамента, чехол мезозойско-кайнозойского возраста. Провинции на молодых платформах приурочены к внутренним впадинам, некоторые из них относятся к типу грабенов (например, Рейнский).

Нефтегазоносные провинции, генетически связанные с складчатыми геосинклинальными областями, бывают двух типов: I)приуроченные к предгорным прогибам; 2) приуроченные к межгорным впадинам. В пределах палеозойских складчатых систем провинции второго типа неизвестны, но в их пределах иногда развиты эпипалеозойские орогенические впадины, образовавшиеся при повторной активизации складчатой системы в мезозое и кайнозое. Такие впадины в частности, образовались в зоне герцинид Тянь-Шаня. Фундамент их палеозойский, чехол - мезозойско-кайнозойский. Передовые прогибы расположены на стыке складчатых систем и платформ, заполнены в палеозойских системах пермскими, в мезозойско-кайнозойских - неогеновыми молассовыми грубозернистыми осадками поздних стадий развития складчатых областей. Межгорные прогибы развиты на срединных массивах, т.е. на блоках древнего фундамента внутри складчатых систем. Заполнены платформенным, полуплатформенным чехлом, сверху перекрыты молассами. Примерами их являются Ферганская и Таджикская впадины.

Рис.12 Нефтегазоносные бассейны территории СССР. По Э.А.Бакирову и др. 1990.


Нефтегазоносные бассейны (провинции): 1 – Предкарпатская; 2 – Прибалтийская; 3 – Днепрово-Донецкая; 4 – Тимано-Печерская; 5 – Предуральская; 6 – Волго-Уральская; 7 – Прикаспийская; 8 – Предкавказско-Крымская; 9 – Предкавказская; 10 – Закавказская; 11 – Западно-Туркменская; 12 – Туранская; 13 – Тяньшань-Памирская; 14 – Западно-Сибирская; 15 – Енисей-Хатангская; 16 – Предверхоянская; 17 – Лена – Вилюйская; 18 – Ангаро-Ленская; 19 – Дальневосточная.
Таблица 16

Классификация нефтегазоносных бассейнов по виду углеводородов, содержащихся в их недрах (по В.Ф. Раабену, 1978).





Типы бассейнов

Краткая характеристика

Преимущественно нефтеносные

Преимущественно сапропелевое РОВ, дегазация за счет диффузии и фильтрации через покрышки

Нефтегазоносные

Распределение нефти и газа по разрезу и в плане неравномерное, обусловлено типом РОВ вмещающих пород, диффузией и фильтрацией

Преимущественно газоносные

Преимущественно гумусовое РОВ, газ начальной и конечной стадий преобразования РОВ, газ биохимический

Таблица 17

Классификация нефтегазоносных бассейнов по величине запасов нефти и газа (по В.Ф.Раабену, 1978).

Тип бассейна



Потенциальные запасы условного топлива, млрд.тонн

Площадь, млн.км2.

Объем осадочного чехла, млн.км3.

Примеры


Уникальные

>50

>2-3

>6-7

Персидский залив, Западная Сибирь

Гигантские

10-50

0,3-2

0,4-6

Галф-Кост, Пермский, Волго-Уральский бассейны

Крупные

3-10

0,03-0,5

0,1-1,5

Западно-Канадский, Предаппалачский (Сев.Америка)

Мелкие

<3

0,005-0,5

0,07-0,1

Вентура, Венский, Рейнский бассейны

Таблица 18

Классификация нефтегазоносных бассейнов по их возрасту

(по В.Ф.Раабену, 1978).




Тип бассейна

Возраст

Характеристика

Старые

Палеозойский

Залежи и месторождения формировались в палеозое и мезозое. Нефти метановые, слабо насыщенные газом. Ловушки до замка не заполнены. Присутствуют асфальтовые залежи.

Зрелые

Мезозойский

Время формирования залежей – мезозой-кайнозойский. Нефти метано-нафтеновые, насыщенные газом. Ловушки часто заполнены до замка.

Молодые

Кайнозойский

Продолжают формироваться и в настоящее время. Нефти метан-нафтен-ароматические, насыщенные газом, ловушки заполнены до замка, часты АВПД, грязевые вулканы, источники нефти на поверхности Земли.

X.4. Районирование нефтегазоносных провинций
Нефтегазоносные провинции состоят из нефтегазоносных областей и районов. По определению Н.Ю.Успенской, нефтегазоносная область - это часть провинции в границах крупного структурно-тектонического элемента осадочного чехла (антеклизы, синеклизы, свода, впадины) с определенными структурными и литофациальными особенностями и типами месторождений нефти и газа. Нефтегазоносный район - часть нефтегазоносной области в границах более мелких структурных элементов осадочного чехла (небольших сводов, впадин, валов, прогибов, куполовидных поднятий), объединяющий группу месторождений, сходных по условиям залегания.

Зонами нефтегазонакопления называются группы ловушек, с которыми пространственно и генетически связаны залежи нефти и газа. Зоны нефтегазонакопления подразделяются на локальные и региональные. В нефтегазовой геологии существует также понятие о зонах нетегазообразования. Такими зонами являются наиболее опущенные части нефтегазоносных бассейнов - синеклизы, впадины, прогибы, склоны антеклиз и сводов, которые раньше всех вступают в главную зону нефтеобразования, и от которых начинается латеральная миграция микронефти и пузырьков газа. Между зонами нефтегазообразования и зонами нефтегазонакопления четких границ нет. Месторождения образуются как в зонах нефтегазообразования, так и в зонах нефтегазонакопления, но концентрируются, в основном, в зонах нефтегазонакопления.

В пределах каждой нефтегазоносной провинции выделяются несколько нефтегазоносных областей и районов, отличающихся друг от друга стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности, типом углеводородов по фазовому состоянию, типами ловушек, коллекторов, покрышек и качественным составом нефти и газа. Например, в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции выделяются 11 областей, 32 района.


Х.5. Закономерности размещения месторождений нефти и газа по глубине
Вывод исследователей, что основная масса нефти концентрируется на глубинах до 3 км, справедлив лишь в общем. В ряде нефтегазоносных бассейнов преобладающая часть нефти находится на значительно больших глубинах.

В бассейнах палеозойского возраста основной этаж нефтеносности (ОЭН) находится на глубине 1-2 км, в регионах мезозойского возраста на глубине 1-3 км, кайнозойского возраста 1-4 км и чаще в интервале 2-4 км (рис.11). Основной причиной погружения ОЭН является погружение главной зоны нефтеобразования. При гумусовом ОВ главная фаза нефтеобразования проявляется в более жестких температурных условиях, т.е. на больших глубинах. Нефтяные залежи бурением скважин в США установлены на глубинах 6,5 - 7 км. Большое влияние на глубину залегания залежей оказывает интенсивность повторного погружения территорий в молодые эпохи, или наоборот, поднятия и размывы с образованием асфальтовых залежей.

По размещению основного этажа газоносности (ОЭГ) выделяются, также, три группы бассейнов: I) ОЭГ находится на малых глубинах (до 2 км). В таких бассейнах продуктивны верхний мел и кайнозой, газ метановый, начальных стадий катагенеза, биохимический, донефтяной. 2) ОЭГ находится на средних глубинах (1-4 км.). Газ жирный, тяжелый, основной стадии катагенеза. Продуктивны мезозой, палеозой, редко - кайнозой. 3) ОЭГ находится на больших глубинах (>3-4 км). Газ конечных стадий катагенеза жирный, тяжелый. В таких бассейнах продуктивны палеозой и мезозой.

В преимущественно газоносных бассейнах на всех глубинах развиты,в основном, залежи газа. Примерами таких бассейнов являются Азово-Кубанский, Каракумский. В преимущественно нефтеносных бассейнах на всех глубинах развиты, в основном, залежи нефти. Примерами таких бассейнов являются Терско-Каспийский, Персидский. Предкарпатский и др. В нефтегазоносных бассейнах до глубины 3-4 км преимущественно развиты залежи нефти, глубже - залежи газоконденсата. Примерами таких бассейнов являются Пермский, Западный Внутренний бассейны на Северо-Американском континенте. В некоторых бассейнах четкое разделение нефтеносных толщ от газоносных по глубине отсутствует.


Глава XI. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ МИРА
В мире известно около 160 нефтегазоносных провинций, из которых 2 относятся к категории уникальных, 9- гигантских и около 30 - крупных. К уникальным относятся бассейны Персидского залива по нефти и Западной Сибири по газу. Общие черты этих бассейнов - огромные площади и объемы осадочного чехла, приуроченность к платформам. Нефтегазоносные толщи мелового возраста. Содержат около 50% крупнейших и гигантских месторождений.

Гигантскими являются провинции: Голф-Кост, Мексиканская, Пермская, Западная Внутренняя, Североморско-Германская, Сахарская, Маракаибская, Западной Африки, Волго-Уральская. Площадь их составляет 300 тыс. – 2,0 млн.км2 , объем осадочного чехла - 400тыс. - 6,0 млн. км3. Приурочены к платформам, содержат 25 % крупнейших и гигантских месторождений нефти и газа.

Крупные провинции имеют площадь 30-560 тыс. км2, объем осадочного чехла - 100 тыс. - 1,5 млн. км3, содержат 15% крупнейших месторождений. Гигантские месторождения в их пределах отсутствуют. Мелкие провинции расположены в пределах межгорных впадин, эпиплатформенных орогенов, небольших внутриплатформенных впадин, авлакогенов и грабенов. Площади их незначительные (5-200 тыс.км2), объем осадочного чехла небольшой (70-450 тыс. км3). Условия сохранности месторождений плохие. В этой группе обнаружено менее 10% крупнейших месторождений.

Характеристика строения и нефтегазоносности каждой провинции дана в учебниках: "Нефтегазоносные провинции СССР", Нефтегазоносные бассейны земного шара" (авторы Н.Ю.Успенская., З.А.Табасаранский, 196б); А.А.Бакиров, Г.Б.Рябухин, 1969; А.А.Бакиров, Г.Б.Рябухин, Н.М.Музыченко и др., 1979; И.О. Брод, В. Г,Васильев, И.В.Высоцкий и др., 1965). Сведения о размещении нефтегазоносных провинций по континентам и странам и масштабах добычи нефти и газа приведены в таблицах 1и 18. На рис.12 показана схема размещения нефтегазоносных провинций на территории СССР.


Таблица 19

Нефтегазоносные провинции (бассейны) мира.





Континенты

Страны

Нефтегазоносные провинции

Восточная Европа

Россия


1. Прибалтийская (Калининградская обл.)

2. Тимано-Печорская

(Республика Коми)



3. Предуральская (Башкортостан)

4. Волго-Уральская (Татарстан, Башкортостан, Оренбургская обл.)

Россия, Казахстан

5. Прикаспийская

(Астрахань, Волгоград)



Россия, Украина

6. Предкавказско-Крымская (Ставропольская обл.)

Азия

Россия

7.Западно-Сибирская

(Тюменская обл., Томская обл.)



8. Восточно-Сибирская

(Иркутская обл., Красноярский край)



9. Лена-Вилюйская (Якутия)

10. Предверхоянская (Предверхоянский прогиб)

11. Дальневосточная (о.Сахолин)

Восточная Европа



Зап. Украина

12. Предкарпатская

Украина, Белоруссия

13. Днепрово-Донецкая

Азербайджан, Грузия

14. Закавказская

Россия

15. Северо-Кавказская

(Кубань, Терек)



Азия


Туркменистан

16. Западно-Туркменская

Туркменистан, Узбекистан, Казахстан

17. Туранская (Амударьинская)



Таджикистан, Узбекистан

18. Тяньшань-Памирская

Западная Европа



Германия, Англия, Норвегия, Голландия

19. Североморско-Германская



Франция

20. Англо-Парижская

21. Аквитанская

Германия, Чехословакия

22. Рейнская

23. Тюрингская

24. Ронская

Италия

25. Адриатическая

26. Сицилийская

Румыния, Польша, Болгария

27. Предкарпатская

Венгрия, Румыния, Югославия

28. Паннонская

29. Трансильванская

Азия


Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, часть Турции, ОАЭ

30. Провинция Персидского залива

Сирия, Израиль

31. Провинция Среднего и Ближнего Востока

Иран, Афганистан

32. Группа бассейнов Иранского Нагорья

КНР


33. Ордосская

34. Сунляо

35. Сычуаньская

36. Джунгарская

37. Цайдамская

Тайвань

38. Тайванская

Индия, Пакистан

39. Индийская

40. Гангская

Бангладеж

41. Бенгальская

Монголия

42. Группа бассейнов Гоби

Африка


Алжир, Морокко

43. Сахарская

Ливия

44. Ливийская

Ангола, Нигерия, Габон

45. Западно-Африканская

Тунис

46. Центрально-Атласская

Марокко

47. Западно-Атласская

Австралия


Австралия



48. Восточно-Австралийская

49. Западно-Австралийская

50. Южно-Австралийская

Океания

Индонезия

51. Индонезийская

Новая Зеландия

52. Новозеландская

Северная Америка



Канада

53. Западно-Канадская

54. Восточно-Канадская

США

55. Западная Внутренняя

56. Восточная Внутренняя

57. Пермская

58. Бассейн Скалистых гор

59. Калифорнийская

60. Предаппалачская

61. Приатлантическая

62.Северо-Аляскинская

63. Южно-Аляскинская

Мексика, США

64. Мексиканская (Сирт)

Куба, США

65. Бассейн Карибского моря

Южная Америка



Венесуэла

66. Венесуэльская (Оринокская)

Колумбия

67. Колумбийская (Магдаленская)

Венесуэла

68. Маракаибская

Тринидад, Венесуэла, Бразилия

69. Венесуэло-Тринидадская

70. Нижнеамазонская

71. Верхнеамазонская

Бразилия


72. Мараньяо

73. Притихоокеанская (Гуаякильская)

74. Титикакская

Боливия, Аргентина

Боливийско-Аргентинская

Аргентина

76. Патагонская



Глава XII. ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ
В качестве примера характеристики строения и нефтегазоносности нефтегазоносных провинций рассмотрим Западно-Сибирскую провинцию. В географическом отношении она расположена в пределах Западно-Сибирской низменности, в тектоническом отношении - в пределах молодой Западно-Сибирской платформы. Фундамент ее палеозойский, осадочный чехол – мезозойско-кайнозойский. По залежам газа она относится к категории уникальных. Площадь ее составляет 3 млн. км2, объем осадочного чехла – 8,5 млн.км3 (Рис. 13, 14, 15).

Первое месторождение в этой провинции открыто 1953 г. (Березовское газовое месторождение). В 1964 г. начата эксплуатация Усть-Балыкского месторождения нефти. Сведения о геологическом строении и нефтегазоносности недр Западной Сибири изложены в работах Н.Н. Ростовцева, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, М.Я.Рудкевича, А.А. Трофимука и др.

Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол общим объемом свыше 8 млн. км3. Максимальная мощность осадочного чехла на севере провинции оценивается в 10-15 км. В центральных, западных и восточных районах мощность чехла составляет 2 - 4 км. В основании платформенного чехла залегают юрские отложения. Меловая, система слагает основную часть чехла, палеоген относительно маломощен, завершает разрез осадочной толщи. Неоген отсутствует. Коллекторами нефти и газа являются пески, песчаники и алевролиты, покрышками залежей служат глины. Резервуары пластового и массивного типов. Ловушки, преимущественно структурного типа, реже – структурно - литологического и литологического типов. К настоящему времени на обширной площади провинции открыто свыше 600 нефтяных, газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений. Из них более 300 являются нефтяными, свыше 100-газовыми 200 - газоконденсатными и нефтегазоконденсатными. Большинство месторождений относятся к многопластовым, с залежами в меловых и юрских горизонтах.

В разрезе платформенного чехла выделяются четыре нефтегазоносных комплекса, изолированных друг от друга региональными глинистыми покрышками: нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомокий и апт-альб-сеноманский. Основные запасы нефти сконцентрированы в нижнемеловых, газа - верхнемеловых отложениях.

В пределах провинции выделяются 11 нефтегазоносных областей и 32 нефтегазоносных района. Приуральская нефтегазоносная область расположена на западной окраине провинции. В ее пределах выделяются Шаимский нефтеносный и Березовский газоносный районы. Залежи приурочены к базальному горизонту позднеюрского возраста, залегающему на складчатом фундаменте. Продуктивная толща - вогулкинская пачка, сложенная песчаниками, гравелитами, ракушняками. Некоторые залежи приурочены к эрозионным выступам фундамента, сложенным трещиноватыми кристаллическими породами. Залежи структурно-стратиграфического, литологического типов имеют различные формы: пластовые сводовые, заливообразные, шнурковые, рукавообразные, козырьковые, кольцевые.

Фроловская нефтегазоносная область. Здесь известен Красноленинский нефтеносный район с залежами в нижне-среднеюрском комплексе и аптском ярусе нижнего мела. Залежи массивного, сводового типов.


Рис.13 Схема тектонического районирования Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. По М.Я.Рудкевичу, 1970.
1 – границы осадочного бассейна; 2 – граница между внешним поясом и внутренней областью; 3 – крупные антиклинальные структуры-своды, мегавалы; 4 – области впадин, прогибов и моноклиналей; 5 – разрывные нарушения; 6 – нефтяные месторождения; 7 – газовые месторождения.

Список структур: 1 – Ямбургский свод; 2 – Уренгойский мегавал; 3 – Медвежий мегавал; 4 – пурпейский свод; 5- Вынгапурский мегавал; 6 – Часельский мегавал; 7 – Красноселькупское куполовидное поднятие; 8 – Красноленинский свод; 9 – Александровский свод; 10 – Каймысовский свод; 11 – Средневасюганский свод; 12 – Пудинский свод; 13 – Парабельский свод; 14 – Пайдугинский мегавал; 15 – Туйский мегавал; 16 – Межовский свод.




Рис.14 Нефтяные месторождения Сургутского и Нижневартовского районов Западной Сибири (фрагмент обзорной карты, 1984).
1 – области поднятий (антиклиналей); 2 – области впадин; 3 – месторождения нефти; 4 – газонефтяные месторождения.

Список месторождений:




  1. Апрельское

  2. Айпимское

  3. Нижнесортымское

  4. Конитлорское

  5. Тевлинское

  6. Когалымское

  7. Холмогорское

  8. Ватьеганское

  9. Лянторское

  10. Федоровское

  11. Южно-Сургутское

  12. Покачевское

  13. Поточно-Урьевское




  1. Локосовско-Покамасовское

  2. Самотлорское

  3. Мегионское

  4. Советско-Соснинское

  5. Ханты-Мансийское

  6. Эргинское

  7. Салымское

  8. Правдинское

  9. Усть-Балыкское

  10. Мамонтовское

  11. Верхне-Салымское

  12. Новопокурское

  13. Островное



1   2   3   4   5   6   7   8   9   10   11


База данных защищена авторским правом ©bezogr.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница