Д. Б. Искандеров Геология нефти и газа
жүктеу/скачать 1.24 Mb.
|
- Бұл бет үшін навигация:
- ТИПОГРАФИЯ АЛЬМЕТЬЕВСКОГО
Газовая частьГазонефтяная часть Нефтяная часть Водонефтяная часть Лекция № 4 В предыдущей лекции вы познакомились с условиями нахождения нефти и газа в земной коре, с понятиями коллектор, покрышка, резервуар, ловушка и залежь. Однако такие формы скопления углеводородов, как залежи, бывают весьма разнообразны, что вызывало постоянное и острое желание ученых-нефтяников классифицировать их. Наиболее совершенной и аргументированной с генетической точки зрения является классификация профессора А.А. Бакирова. По А.А. Бакирову залежи нефти и газа подразделяются на 4 класса, каждый из которых состоит из нескольких групп, а последние – из подгрупп. Подгруппы подразделяются на виды залежей. Мы рассмотрим эту классификацию не так подробно, как представил ее автор, акцентируя лишь основные, принципиальные характеристики разных типов скоплений. Тема. Классификация залежей нефти и газа по А.А. Бакирову
2. Подгруппа «висячих» залежей. Скопление нефти в ловушке смещено в сторону одного из крыльев антиклинали или куполовидного поднятия. Наклон поверхности водонефтяного контакта (ВНК) преимущественно связан с движением подстилающих вод. [рис. (2)54]. Залежи так же, как и предыдущей подгруппы, могут быть осложненными и широко распространены на многих месторождениях Азербайджана (Балаханы, Сабунчи, Биби-Эйбат, Гюрганы, Сураханы и др.). 
3. Подгруппа тектонически экранированных залежей, приуроченных к сбросам или взбросам, осложняющим строение локальных антиклинальных структур [рис.(3)55]. Сюда же относятся поднадвиговые залежи [рис.(4)56]. Яркий пример последних - чокрак-караганские отложения миоцена Старо-Грозненского месторождения.
4. Подгруппа приконтактных залежей, соприкасающихся с соляными штоками, образованиями грязевого вулканизма, либо с магматическими телами. [рис.(5)57]. Примеры: месторождения Кулсары Эмбенского района, «продуктивной толщи» Азербайджана.
Б. Группа залежей, приуроченных к моноклиналям
2. Подгруппа залежей, связанных с флексурными с осложнениями на моноклиналях, т.е. коленообразными перегибами или сбросоподобными перемещениями в залегании пластов без разрыва их сплошности [рис.( 7)59]. 2. Подгруппа залежей, связанных со структурными «носами», - небольшими погружающимися тектоническими выступами [ Рис.( 8)60]. В. Группа залежей, приуроченных к синклиналям. Залежи этой группы редки, встречаются только в ряде районов Аппалачей США и формируются по действием сил гравитации в резервуарах, не содержащих пластовых вод [рис.(9)61]. 
П. Класс залежей литологического типа А. Группа литологически экранированных залежей 
1. Подгруппа залежей, приуроченных к участкам выклинивания коллектора вверх по восстанию пластов [рис.(10)62]. Примеры залежи: в отложениях подкирмакинской, кирмакинской и калинской свит «продуктивной толщи» Азербайджана – месторождение Грязевая Сопка.
2. Подгруппа залежей, приуроченных к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми [рис. (11)63]. 3. Подгруппа залежей, запечатанных асфальтом [рис.(12)64]. Пример: залежь в песчаном горизонте сумсарского яруса на месторождении Чангырташ в Ферганской впадине. 
Б. Группа литологически ограниченных залежей Отличие этой группы залежей от предыдущей заключается в том, что коллекторы ограничены непроницаемыми породами со всех сторон. 
1. Подгруппа рукавообразных (шнурковых) залежей, приуроченных к песчаным образованиям палеорек [рис.(13)65]. Они впервые были открыты в нашей стране в 1911 году академиком И.М. Губкиным. 
2. Подгруппа баровых залежей, приуроченных к песчаным валоподобным образованиям ископаемых бар [рис.(14)66]. Они обнаружены во многих нефтегазоносных областях США. Примеры: залежи в песчаных горизонтах бериа нижнекаменноугольного возраста (миссисипский отдел) в районе Гей-Спенсер, протягивающегося в виде ископаемого прибрежного песчаного вала на расстояние более 90 км при ширине 1-3 км. 3. Подгруппа линзовидных залежей [рис.(15)67], приуроченных к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон непроницаемыми породами. Пример: залежь в отложениях кирмакинской свиты на о-ве Жилой в акватории Каспия. Ш. Класс залежей стратиграфического типа Формирование залежей этого типа приурочено к ловушкам, образованным сочетанием коллекторов, срезанных эрозией и стратиграфически несогласно перекрытых непроницаемыми породами более молодого возраста. Они могут быть приурочены к эродированным антиклинальным, моноклинальным структурам, погребенным эродированным останцам палеорельефа или кристаллическим массивам. А. Группа залежей в коллекторах, срезанных эрозией и несогласно перекрытых непроницаемыми слоями, приуроченных к тектоническим структурам. 1. Подгруппа залежей, приуроченных к эродированным антиклинальным и куполовидным структурам [рис. (16)68]. 2. Подгруппа залежей, приуроченных к эродированным моноклинальным структурам [рис. (17)69].
Б. Группа залежей в коллекторах, приуроченных к погребенным останцам палеорельефа и несогласно перекрытых непроницаемыми слоями более молодого возраста [Рис.(18)70]. Пример: скопление нефти в размытых отложениях турнейского яруса С1, перекрытых глинами угленосной свиты на месторождении Шакша в Башкортстане. В. Группа залежей в коллекторах, приуроченных к эродированной поверхности погребенных выступов кристаллических массивов и несогласно перекрытых непроницаемыми слоями [рис.(19)71]. Пример: залежь в погребенном массиве серпентинитов на месторождении Литтон-Спрингс, США.
IV. Класс залежей рифогенных образований Рифы сложены пористыми известняками, образованными полыми скелетными остатками колониальных рифостроящих организмов. Каждый массив или их группа обычно содержит единую нефтяную или газонефтяную залежь, обладающую общим водонефтяным контактом. А. Группа залежей, приуроченных к одиночным рифовым массивам [рис. (20)72]. Пример: залежь Столяровского месторождения, приуроченная к рифам артинского яруса нижней перми, перекрытым гипсово-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Б. Группа залежей, приуроченных к ассоциации рифовых массивов [рис. (21.)73] Пример: залежи Ишимбайской группы месторождений. (Проф. Э.М. Халимов предлагает разрабатывать остаточную нефть Ишимбайских рифов, как и Ярегское, шахтным способом).
Практическое же значение проблемы в том, что только при правильном ее решении мы «получим надежные указания, в каких местах нам искать нефть и как надлежит наиболее целесообразно организовать ее разведку». Другой крупнейший отечественный геолог А.Д. Архангельский отмечал: «Зная, где, из чего и при каких условиях образуется нефть, мы можем искать эти условия в природе и подходить к открытию новых нефтеносных областей независимо от существования обычных видимых признаков нефтегазоносности». Существуют два основных теоретических направления по проблеме происхождения нефти: 1) гипотезы неорганического (абиогенного) происхождения и 2) гипотеза органического происхождения. Гипотезы неорганического (абиогенного) происхождения нефти Начало гипотезам было положено еще в Х1Х в. Д.И.Менделеевым и Д.В.Соколовым. Объективными предпосылками к их возрождению в последние десятилетия (Н.А.Кудрявцев, П.Н.Кропоткин, В.Б.Порфирьев в СССР) явились успехи в исследовании планет, звезд, метеоритов. Так, в атмосферах Юпитера, Сатурна, Урана, Нептуна установлены метан и аммиак, в спектрах относительно холодных звезд – радикалы CH, CN, C2 , а в углистых метеоритах – масла, смолы и гуминовые компоненты. А глубинные разломы, теория которых была разработана А.В.Пейве в 1945 г., согласно представлениям неоргаников, послужили путями проникновения из мантии в земную кору. Абиогенные гипотезы можно разделить на 2 группы. 1.Н.А.Кудрявцев и его последователи развивали идею образования углеводородов в глубинах Земли, согласно которой из углерода и водорода, находящихся в магме, образуются радикалы СН, СН2 , СН3 . Они выделяются из магмы или подкорового вещества и служат материалом для образования нефти в более холодных зонах земной коры. 2. В.Б.Порфирьев предполагал, что сложные углеводороды изначально присутствовали в первичном космическом веществе, а впоследствии в недрах Земли они претерпели лишь умеренные химические преобразования и превратились в нефть. Она в дальнейшем поднималась к поверхности и образовывала залежи в земной коре. Критические замечания к обоим абиогенным направлениям сводятся к следующему.
Гипотеза органического происхождения нефти (биогенная теория) Современное состояние проблемы позволяет утверждать, считают органики, что исходным продуктом для образования нефти является органическое вещество во всем его разнообразии. Возможно смешанное растительно-животное происхождение этого вещества. В принципе допустимо образование углеводородов из любой части органического вещества, но наибольшее значение имеют липоиды – жироподобные вещества, включающие воски, стеарины и др. Процесс образования углеводородов в органическом веществе длителен и непрерывен. Начало его можно наблюдать еще в живых организмах. А после отмирания их этот процесс в осадке продолжается, то усиливаясь, то ослабевая, в зависимости от среды. При осадконакоплении первоначальное разложение остатков организмов идет в направлении гидролитического распада сложных молекул под действием собственных ферментов (закваски) организмов. Одновременно развиваются микроорганизмы, способствующие деструкции сложных молекул с новообразованием белков и липоидов. За счет энергии разложения органического вещества создается восстановительная обстановка, которая и необходима для реакций в направлении образования углеводородов. Однако образовавшиеся углеводороды еще не представляют собой нефти. Исследователи считают, что они вместе с другими подвижными веществами мигрируют в коллектор, накапливаются в нем и путем физико-химического взаимодействия между собой образуют то сложное химическое соединение, которое называется нефтью. Доводы органиков в пользу своей гипотезы можно подразделить на две группы: 1) геологические, 2) химические и геохимические.
1.Угли, сланцы, торф – безусловно органические вещества – распространены исключительно в осадочных толщах. 99,9% скоплений нефти и газа – тоже. Среди магматических и метаморфических пород, не соприкасающихся с осадочными, нет даже признаков нефти. 2. Распределение нефти и газа по толщам разного возраста примерно повторяет распределение в них каменных углей и сланцев. Причем, максимум каустобиолитов как угольного, так и нефтяного ряда приходится на периоды наибольшего расцвета органической жизни на Земле: D, C, J, K, 3. Залежи нефти в линзах песков внутри толщ глин могли образоваться лишь при вытеснении их из мелкопористых нефтематеринских глин в крупнопористые песчаные линзы. Это доказано экспериментами Мак-Коя. Химические и геохимические доводы 1. Все регионально нефтегазоносные толщи – субаквальные комплексы, образовавшиеся в анаэробной геохимической обстановке, благоприятной для накопления органического вещества. 2. Согласно схеме В.И.Вернадского («Очерки геохимии нефти»), большая часть углерода всегда удерживается в жизненном цикле. Он решительно возражал против идеи образования нефти за счет глубинных углеводородов: «Нефть и природные угли являются разными членами единого природного процесса – разрушения отмерших организмов под водой вне доступа свободного кислорода». 3. Исследования В.И.Вернадского, Н.Д.Зелинского, С.С.Наметкина и др. показали наличие в составе нефтей кислородных, азотистых и сернистых соединений явно биогенного характера, образовавшихся при разложении органического вещества. 4. Химическая структура углеводородов нефтей и рассеянного битума из вмещающих их пород схожи. 5. В нефтях молодых отложений (Борислав, Япония) обнаружены жирные кислоты, представляющие собой неизмененные остатки исходных растительных и животных жиров. 6. Установлено сходство изотопного соотношения (С12 : С13) углерода нефтей и органических соединений. В неорганических соединениях и изверженных породах это соотношение отличается. 7. В нефтях и вмещающих их породах на огромных территориях изотопное соотношение серы (S34 :S32) одинаково, а по разрезу ( в породах разного возраста) оно изменяется. Следовательно, источник серы для времени отложения осадков одного горизонта был единым – это безусловно сульфаты морского бассейна. 8. Природные нефти содержат кислородные соединения порфирины, вращающие плоскость поляризации света. В.И.Вернадский утверждал, что «оптические свойства нефтей дают новый довод, подтверждающий невозможность для них неорганического генезиса. Этот довод, по-видимому, неопровержим и ярко указывает на их биогенное происхождение. Все искусственно получаемые углеводороды, не связанные генетически с продуктами жизни, оптически не деятельны». 9. Академик Н.Д.Зелинский получил в лабораторных условиях синтетические нефтеподобные вещества из органического материала растительного происхождения (сапропелита оз. Балхаш). Он сделал вывод: «гипотеза об образовании нефти из материнского вещества органического происхождения, выработанного растительными организмами, каким является балхашский сапропелит, имеет…экспериментальное подтверждение». А.А.Бакиров (1973) писал, что «возникновение и развитие процессов нефтегазообразования и накопления в земной коре имеет многоступенчатый характер и обусловливается совокупностью ряда взаимосвязанных факторов», в т.ч. палеотектоническими, палеогеографическими, литолого-фациальными, термодинамическими, палеогидрогеологическими условиями образования и сохранения скоплений углеводородов. «Прогнозирование нефтегазоносности недр должно основываться на комплексном всестороннем изучении всех факторов в геолого-историческом плане и в тесной взаимосвязи и взаимообусловленности». Академик И.М.Губкин, говоря о значении геолого-исторического подхода к изучению образования месторождений полезных ископаемых, в т.ч. и нефти, указывал, что каждое месторождение полезных ископаемых представляет собой историческую форму, прошедшую в процессе своего развития через ряд последовательных стадий, и что «…содержащееся в нем полезное ископаемое необходимо рассматривать не как нечто заранее данное, а как объект, возникший в процессе определенного развития». Он писал, что «…прошла не одна сотня миллионов лет со времени образования нефтяных месторождений… и в течение этой истории условия неоднократно менялись. Менялось, например, положение нефтяных залежей по отношению к земной поверхности. Они то поднимались, то опускались, следовательно, менялись их физико-химические условия, менялись физические и механические свойства перекрывающих и подстилающих их пород и т.д.». Эти положения, высказанные И.М.Губкиным, актуальны во все времена вне зависимости от того, сторонником какой гипотезы происхождения нефти и газа является специалист.
Возникновение вопроса связано с наблюдениями естественных выходов нефти и газа на поверхность. Геолог Герман Вильгельм Абих в 1847 г. в результате наблюдений за нефтепрявлениями и газовыми выделениями на Апшеронском п-ове сформулировал представление о вертикальном перемещении (миграции) нефти и газа по трещинам и разломам, рассекающим толщи горных пород. Почти одновременно с первыми высказываниями о существовании миграции нефти и газа началась критика этих представлений. Последовательным критиком основных положений о миграции был К.П. Калицкий, который в основу своего учения положил «теорию in situ – первичного образования нефти». Он утверждал, что нефть возникла в тех отложениях, где она ныне и залегает. Длительную и упорную дискуссию с К.П. Калицким о миграции вели И.М.Губкин и другие геологи. В настоящее время роль миграционных процессов при образовании и разрушении скоплений нефти и газа геологами-нефтяниками не оспаривается. Тема. Миграция нефти и газа. Образование и разрушение залежей
Погружение осадков и пород сопровождается и повышением температуры. Следовательно, различие коэффициентов теплового расширения флюидов и пород приводит к перемещению подвижных веществ.
Рис. 74. Миграции способствует также уменьшение вязкости с повышением температуры. 2.Динамическое давление. Вызывается тектоническими напряжениями. Действие его на миграцию двояко: а) как и геостатическое, динамическое давление уплотняет породы, что приводит к выжиманию флюидов; б) породы сминаются в складки, появляются разрывные нарушения, в результате в разных участках отложений возникают перепады давлений, приводящие к передвижению нефти и газа. 3.Гравитационный фактор характеризует миграцию флюидов под действием силы тяжести. Нефть и газ, попадая в природный резервуар, стремятся всплыть над водой. В результате такой локальной миграции в коллекторе происходит дифференциация флюидов по удельным весам. Чем больше угол падения смятого в складку пласта, тем больше сила всплывания нефти и газа. 4. Гидравлический фактор действует напором воды. В одном из нефтедобывающих регионов установлено, что при напоре в 1,8 м/км и проницаемости коллектора 200мД скорость движения потока составляет 15м/год. Для таких слабого напора и сравнительно низкой проницаемости это немалая миграция. 5.Фактор энергии газа может проявляться двояко. а) При наличии газовой шапки, если в залежи возникает перепад давлений (например, в результате вскрытия пласта скважинами), газ, расширяясь выталкивает нефть к участкам пониженных давлений (например, к забоям скважин). б) Если давление в пласте ниже давления насыщения, растворенный в нефти газ переходит в свободное состояние и в виде пузырьков устремляется к участкам пониженного давления (например, к забоям скважин). Это тоже проявление миграционного процесса. 6.Фактор упругого расширения флюидов и пород. Жидкости и включающие их коллекторы под давлением сжимаются в следующих пределах: βв = (4-5)×10-51/ат; βн = (7-140)×10-5 1/ат; βп = (1,4-1,7)×10-5 1/ат. При снижении давления силы упругости возвращают сжатый объем в прежнее состояние. Происходит увеличение объема жидкостей относительно объема пород, что приводит к перемещению подвижных компонентов, т.е. к их миграции. 7.Капиллярные и молекулярные явления также являются факторами миграции. Но к настоящему времени они изучены недостаточно, поэтому ограничимся лишь упоминанием о них. При своем перемещении в земной коре углеводороды могут находиться в следующих состояниях:
Классификация миграционных процессов По И.О.Броду (1945) миграционные процессы рассматриваются по трем категориям:
По форме движения различают миграцию молекулярную – в виде молекулярных пленок и свободную – при которой перемещение происходит по законам фильтрации. По масштабу движения различаются локальная, т.е. миграция местного значения и региональная – процесс, который связан с крупными структурными элементами земной коры типа синеклиз, сводов, предгорных прогибов и межгорных впадин. По направлению движения различаются:
Образование и разрушение залежей Миграционные процессы имеют большое значение для формирования и разрушения скоплений нефти и газа. Так, в результате первичной и внерезервуарной миграции подвижные вещества могут попасть в природные резервуары. Здесь они продолжают перемещаться, т.е. происходит внутрирезервуарая миграция. При наличии хотя бы небольшого уклона флюиды под покрышкой движутся вверх до встречи с ловушкой, из которой они уже не могут выйти при существующем в резервуаре распределении давлений. Т.к. газ и нефть легче воды, они занимают наиболее повышенные участки ловушки. В ней устанавливается равновесие газа, нефти и воды, и образуется залежь. Форма и пространственное положение разделов между флюидами зависят от коллекторских свойств пласта, гидродинамических условий в нем и физико-химических свойств газа, нефти и воды. Условия формирования залежей в платформенных и складчатых областях различны. В платформенных условиях ловушками могут служить даже слабо выпуклые структурные изгибы, а роль экрана могут играть даже незначительные ухудшения проницаемости коллекторов. А в геосинклинальных областях при хорошо проницаемом коллекторе и большом градиенте давлений нефть и газ могут образовать залежь далеко не в каждой ловушке. Тектонические движения после образования залежей могут привести к перераспределению ранее образовавшихся скоплений. Некоторые ловушки могут частично или полностью раскрыться, могут появиться и новые ловушки. При этом возможно перетекание нефти и газа из одной ловушки в другую.
Рис. 75 При подъеме того или иного участка земной коры периферийные залежи за счет полного или частичного раскрытия будут разрушаться. А в поднимающейся крупной структуре при благоприятных условиях миграция из раскрытых локальных залежей может привести к интеграции в гигантские скопления. Возможно, именно таким путем формировались крупные залежи в пластах девона на Ромашкинском и Ново-Елховском месторождениях и в нижнем карбоне Мухановского месторождения (Рис. 75 а, б). Сказанное заставляет обращать особое внимание на региональную геологическую историю развития нефтегазоносных территорий. Закономерности распределения в них залежей тесно связаны не только с возникновением локальных поднятий, но и с региональным тектоническим планом и его изменениями во времени. При миграции углеводородов залежи могут не только формироваться, но и разрушаться. Проф. М.К. Калинко процессы уничтожения углеводородов и разрушения их залежей разделил на 2 группы: 1) физические и 2) химические и биохимические. К физическим – автор относил диффузию, внерезервуарную фильтрацию по пустотам различного типа и внутрирезервуарную миграцию под действием движения подземных вод. Химические и биохимические процессы во многом зависят от геотектонических условий. Результат химического разрушения зависит, в частности, от длительности пребывания нефтегазоносных пластов в зоне выветривания, т.е. нахождения в контакте с атмосферой. Чаще всего это происходит во время интенсивных восходящих движений региона, т.е. в орогенную (горообразовательную) стадию геосинклинального развития. А развитие бактерий, разлагающих углеводороды, может привести к превращению нефти целиком в газ, а иногда – к уничтожению и газообразных углеводородов. Наиболее постоянными факторами разрушения залежей, по мнению проф. Калинко, являются диффузия и фильтрация.
2) Выступы фундамента и кряжи, покрытые осадочными (платформенными) отложениями небольшой толщины (мощности). Для них характерен режим нисходящих и восходящих движений с преобладанием последних. Примеры: Донецкий, Тиманский кряжи, Султануиздаг, Кульджуктау (Средняя Азия). В складчатых областях разрывной и дислокационной тектоники скопления нефти и газа отсутствуют: 1) в метаморфизованных и дислоцированных комплексах центральных частей горных сооружений; 2) в участках развития крупных магматических комплексов.
Проф. А.А. Бакиров предложил за основу классификации принять нефтегазоносную область – территорию, приуроченную к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующемуся общностью геологического строения, истории развития и условий нефтегазообразования и накопления. Нефтегазоносные области объединяются в нефтегазоносные провинции, характеризующиеся сходством региональной геологии, в т.ч. и общностью стратиграфического положения регионально продуктивных отложений. Различают провинции платформенных, складчатых и переходных территорий. На платформенных провинциях, помимо общности возраста продуктивных отложений, определяющим является возраст складчатого фундамента, а на геосинклиналях – время формирования складчатого сооружения.
1) Сводовые поднятия (своды) – крупные, диаметром в несколько сотен километров, положительные структуры, обычно изометрических очертаний, в пределах которых фундамент приподнят, а осадочный чехол имеет сокращенную мощность. Пример: Татарский свод, к которому приурочена нефтегазоносная область Татарского свода, входящая в состав Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. 2) Внутриплатформенные впадины – крупные, диаметром в сотни километров отрицательные структуры, обычно изометрических очертаний, в пределах которых фундамент погружен на большую глубину, чем на сводах. Т.е. это – отрицательные гомологи сводовых поднятий. Примеры: Мелекесская, Мургабская и др. впадины. 3) Краевые впадины платформ – обширные области прогибания, иногда до нескольких тысяч километров в поперечнике, в пределах которых складчатый фундамент погружен на значительно большие глубины по сравнению со всеми остальными частями платформы (5-6, до 10 км и более). Для них характерна соляная тектоника. Пример: Прикаспийская краевая впадина Русской платформы. 4) Линейно-вытянутые поднятия – области положительных форм рельефа складчатого фундамента, погребенных под платформенным осадочным чехлом и простирающихся на несколько сот километров в длину и на порядок меньше в ширину. Примеры: Бухарская и Чарджоу-Дарганатинская зоны поднятий Туранской плиты. 5) Линейно вытянутые грабенообразные впадины (авлакогены) – области прогибания складчатого фундамента протяженностью в несколько сот километров, заполненные осадочными отложениями и осложненные соляной тектоникой. Пример: Днепровско-Донецкая впадина. Геотектонические элементы складчатых и сопряженных с ними переходных областей, с которыми связаны региональные скопления нефти и газа 1) Межгорные впадины – области прогибания внутри горных сооружений. Образовавшиеся в более поздние стадии их развития и заполненные молодыми отложениями. Пример: Ферганская впадина, к которой приурочена одноименная нефтегазоносная область, входящая в состав Тянь-Шань-Памирской нефтегазоносной провинции. В пределах складчатых областей провинции иногда объединяются в нефтегазоносные пояса, т.е. в совокупность нефтегазоносных провинций, расположенных и генетически связанных с формированием этого складчатого пояса. Пример: нефтегазоносный пояс, приуроченный к палеозойской складчатости Аппалачской горной системы. Среди межгорных впадин наиболее богаты запасами те, которые образовались в течение альпийского цикла складчатости (KZ). Во впадинах мезозойского и более раннего тектогенеза скопления нефти и газа встречаются реже. В альпидах месторождения многопластовые и распространены почти по всему разрезу. Поэтому плотность запасов в них максимальна. Примерами, помимо Ферганы, являются месторождения Апшеронского п-ова, Калифорнии (США), Северного Калимантана (Индонезия), Бирмы. В недрах сравнительно небольшой впадины Маракаибо (Венесуэла) начальные извлекаемые запасы составляли более 4 млрд. тонн. 2) Передовые предгорные прогибы – линейно вытянутые структуры, расположенные между платформенной и складчатой областями. Они имеют асимметричное строение, причем, борт, примыкающий к складчатой (горной) системе - крутой, а платформенный – пологий. С ними связаны значительные запасы. В бывшем Союзе по концентрации запасов предгорные прогибы были на втором месте. Примеры: Предуральский, Предкарпатский прогибы, Предкавказская система прогибов. Таблица 13 Нефтегазоносные провинции РФ и сопредельных государств бывшего СССР
* В рельефе фундамента Волго-Уральской нефтегазоносной провинции выделяются крупные положительные и отрицательные тектонические структуры. Им соответствуют следующие нефтегазоносные области:
Кристаллический фундамент Волго-Уральской провинции сложен метаморфическими, ультраметаморфическими и магматическими породами архейского и протерозойского возраста. В теле фундамента имеются зоны прогибания, которые заполнены красноцветными грубозернистыми песчаниками и интрузиями диабазов. Эти отложения называются нижне- и верхнебавлинскими свитами и относятся к рифей-вендскому (RF–V) возрасту (промежуточный комплекс по В.С.Князеву). На большей части кристаллического фундамента залегает осадочный платформенный чехол, начинающийся со среднедевонского (D2) отдела. 
Рис. 76. Схема расположения нефтегазоностных провинций РФ и стран СНГ Лекция № 8 Тема. Общие понятия о поисках и разведке залежей нефти и газа Цель и задачи геологоразведочного процесса Геологоразведочный процесс – совокупность взаимосвязанных производственных и исследовательских работ, последовательно выполняемых с целью открытия, геолого-экономической оценки и подготовки к разработке полезного ископаемого. Достижение этой цели обеспечивается решением следующих задач:
Стадийность геологоразведочных работ Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии позволяет рационально проводить последовательность исследований с целью решения конечной задачи поисково-разведочных работ – подсчета запасов нефти и газа. Последовательно выделяются региональный, поисковый и разведочный этапы с подразделением их на стадии. В начальный этап изучается общая геологическая характеристика крупных территорий. На следующем этапе выбираются районы с условиями, благоприятными для образования и сохранения залежей нефти и газа, и проводится поиск ловушек. После получения из ловушек промышленных притоков углеводородов начинается этап разведки. На различных этапах применяются геологические, геофизические, геохимические, гидрогеологические, геотермические, аэрокосмические методы исследований, а также буровые работы. На всех этапах и стадиях геологоразведочного процесса производится оценка ресурсов и подсчет запасов нефти и газа. Установление продуктивности отложений испытанием скважин служит границей, разделяющей запасы и ресурсы. Запасы нефти и газа по степени разведанности подразделяются на разведанные – категории А, В, С1 и предварительно оцененные – категории С2. По степени изученности и обоснованности выделяются перспективные ресурсы нефти и газа (категории С3) подготовленных к глубокому бурению площадей. Прогнозные ресурсы относятся к категории D1 с доказанной промышленной нефтегазоносностью, а ресурсы крупных региональных структур с еще не доказанной промышленной продуктивностью - к D2. Оценка ресурсов производится на основе параметров по аналогии с соседними структурами. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ. Методы геологоразведочных работ на нефть и газ В геологоразведочном процессе применяются геологические, геохимические, геофизические и другие методы. По их результатам выделяются перспективные участки, на которых затем бурятся поисковые и разведочные скважины. Геологические методы Геологическая съемка или картирование. По визуальным наблюдениям на топокарту местности наносят обнажения (выходы на поверхность) коренных пород и условными знаками отмечают условия залегания - простирание и падение пластов, замеренные горным компасом. Измеряют толщины (мощности) пластов, отбирают образцы пород и органических остатков для определения их возраста. Обобщив всю геологическую информацию по обнажениям, составляют по ним геологические разрезы, геологическую карту и стратиграфическую колонку участка съемки. В комплекс геологической съемки как обязательный элемент входит геоморфологическое картирование. Основываясь на изучении форм рельефа, этот метод позволяет вести поиск антиклинальных структур. С той же целью при структурно-геологической съемке осуществляется высотная привязка маркирующих (т.е. хорошо выдержанных по площади) горизонтов с применением геодезических инструментов. Для этих работ применяются также материалы дешифрирования аэрофотоснимков. При регионально-геологических исследованиях используются и космические снимки, полученные с искусственных спутников Земли.
При региональных геохимических исследованиях устанавливается перспективность крупных геоструктурных элементов и литолого-стратиграфических комплектов. При поисках нефти и газа для изучения ареалов рассеяния углеводородов из залежей применяют газовую съемку, люминесцентно-битуминологический анализ, газовый каротаж скважин, определение газогидрохимических показателей пластовых вод. Данные о концентрации газа (главным образом метана) или битума наносятся на карту. Аномалии газосодержания могут свидетельствовать о наличии залежей. Буровые работы Открытие месторождений нефти и газа без бурения скважин невозможно. Скважины бывают опорные, параметрические, структурные, поисковые, разведочные, эксплуатационные и специальные. Опорные – глубокие скважины, пробуренные на недостаточно изученной территории в целях уточнения геологического разреза, изучения пространственного распределения возможных нефтегазоносных отложений, региональных гидрогеологических условий, оценки прогнозных запасов и определения направления дальнейших поисковых работ. Параметрические – глубокие скважины, пробуренные для изучения региональной геологии, строения возможных зон нефтегазонакопления и установления параметров для сейсморазведки. В результате их бурения уточняются прогнозные запасы и, возможно, запасы категории С2. Структурные скважины бурятся для выявления и подготовки к глубокому бурению перспективных площадей (структур), если эту задачу невозможно выполнить геофизическими методами из-за сложности геологического строения. Их доводят до маркирующих горизонтов, по которым строят надежные структурные карты. Поисковые – глубокие скважины, пробуренные для выяснения наличия или отсутствия залежей нефти и газа и выявления новых залежей на разрабатываемых месторождениях. В результате могут быть получены запасы категорий С1 и С2. Разведочные скважины бурятся для оконтуривания и изучения строения новых месторождений и выяснения параметров продуктивных горизонтов. На стадии предварительной разведки оценивается промышленное значение месторождения. На стадии детальной разведки подготавливаются запасы промышленных категорий (А+В+ С1). Эксплуатационные – скважины, пробуренные для добычи нефти и газа; в эту же категорию входят нагнетательные, оценочные, наблюдательные, пьезометрические и специальные скважины. По результатам эксплуатационного бурения запасы категории С1 переводятся в категории А+В. Нагнетательные скважины предназначены для воздействия на пласт с целью поддержания пластового давления (ППД). Оценочные бурят для уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработанности отдельных участков залежи. В наблюдательных скважинах систематически контролируют изменение давления, положения разделов между флюидами (ВНК, ГНК) в процессе эксплуатации. Специальные скважины бурят для сброса сточных вод, ликвидации открытых фонтанов нефти и газа, при строительстве подземных газохранилищ, для разведки и добычи питьевых вод и воды для технических нужд. Л И Т Е Р А Т У Р А
ЛИЦЕНЗИЯ ИД № 03521 ОТ 5.12.2000Г. Подписано в печать от 9.12.2004 г. Формат 60х84/16 Печать RISO 8 уч.-изд.л. 8,4 ус.печ.л. Тираж 200 экз. Заказ № 240 ТИПОГРАФИЯ АЛЬМЕТЬЕВСКОГОГОСУДАРСТВЕННОГОНЕФТЯНОГО ИНСТИТУТА423452, Татарстан, г. Альметьевск, ул. Ленина, 2 жүктеу/скачать 1.24 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
, N.
