какую формацию называют нефтегазоносной

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Нефтегазоносная формация

Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу. [1]

Сосуществование угленосных и нефтегазоносных формаций отмечается в Аппалач-ском бассейне США, в Волго-Уральской области, в Западной Сибири и во многих других районах земного шара. Угленакопле-ние является ярким отражением определенной физико-географической обстановки, которая в ряде случаев интересна в отношении изучения нефтегазоносности. А так как геологами-нефтяниками не всегда обращается должное внимание на угленосность как на источник информации о физико-географической обстановке, то целесообразно на этом вопросе остановиться более подробно. [3]

Нетрадиционные пелитолишые нефтегазоносные формации / / Проблемы нефтегазогео-логического прогнозирования. [4]

Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу. [9]

Осматривая современные береговые линии, мы понимаем, насколько речные дельты различны по форме и размеру и неравномерно распределены. Поэтому не будет натяжкой предположить, что нефтегазоносные формации в каждом месте должны обладать уникальными свойствами. [10]

Перечисленные выше геологические формации древних платформ, за исключением нефтегазоносной и бокситоносной, являются основой развития отраслей промышленности, сбрасывающих сточные воды сульфатного типа, твердые отходы, содержащие сульфаты, сульфиды. Для молодых платформ, наиболее характерно развитие нефтегазодобывающей, перерабатывающей, нефтехимической промышленности, сточные воды которых представлены попутными водами нефтегазодобычи и сточными водами главным образом хлоридного типа. В складчатых областях рудные, угленосная формации определяют развитие отраслей промышленности, отводящих сульфатные стоки, а нефтегазоносные формации обусловливают сброс сточных вод хлоридного типа. [13]

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Нефтегазоносные объекты, содержащие ресурсы нефти и газа и основные принципы их классификации и нефтегазогеологического районирования

Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа.

Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием. Основные принципы нефтегазогеологического районирования регламентируются «Методическими указаниями по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата» (1983).

— современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

— литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

— геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химические свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления. Для таких зон характерны преимущественная приуроченность залежей к одним и тем же пластам, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков, закономерное изменение положений ВНК, ГВК и ГНК, степени заполнения ловушек, фазового состояния и свойств УВ. Зоны нефтегазонакопления наряду со структурным фактором могут контролироваться различного рода литолого-стратиграфическими факторами, в зависимости от которых выделяют классы, группы и подгруппы таких зон.

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления. Для района характерны наличие в разрезе одних и тех же горизонтов, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков и закономерное от зоны к зоне изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ. Нефтегазоносный район представляет собой часть более крупной единицы – нефтегазоносной области.

Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы. Все нефтегазоносные области провинции характеризуются сходством главных черт геологического строения и развития в том числе общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, геохимических, литолого-фациальных и гидрогеологических условий.

Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазоперспективными.

Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разрезу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными единицами такого расчленения являются пласт, резервуар, нефтегазоносный комплекс и нефтегазоносная формация.

Нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.

Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.

Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами.

Источник

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Нефтегазоносные объекты, содержащие ресурсы нефти и газа и основные принципы их классификации и нефтегазогеологического районирования

Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентрацией месторождений и залежей нефти и газа.

Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства геотектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим районированием. Основные принципы нефтегазогеологического районирования регламентируются «Методическими указаниями по количественной оценке прогнозных ресурсов нефти, газа и конденсата» (1983).

— современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

— литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основанную на палеогеографических, формационных и фациальных условиях формирования осадков в различных частях этих территорий;

— геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химические свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления. Для таких зон характерны преимущественная приуроченность залежей к одним и тем же пластам, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков, закономерное изменение положений ВНК, ГВК и ГНК, степени заполнения ловушек, фазового состояния и свойств УВ. Зоны нефтегазонакопления наряду со структурным фактором могут контролироваться различного рода литолого-стратиграфическими факторами, в зависимости от которых выделяют классы, группы и подгруппы таких зон.

Нефтегазоносный район представляет собой ассоциацию зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления. Для района характерны наличие в разрезе одних и тех же горизонтов, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков и закономерное от зоны к зоне изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ. Нефтегазоносный район представляет собой часть более крупной единицы – нефтегазоносной области.

Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы. Все нефтегазоносные области провинции характеризуются сходством главных черт геологического строения и развития в том числе общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, геохимических, литолого-фациальных и гидрогеологических условий.

Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазоперспективными.

Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разрезу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными единицами такого расчленения являются пласт, резервуар, нефтегазоносный комплекс и нефтегазоносная формация.

Нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.

Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

Нефтегазоносная формация представляет собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.

Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами.

Источник

Основные типы нефтегазоносных формаций

С 2006 года численность работоспособного населения в РФ начнет снижаться, и это будет оказывать влияние на темпы роста ВВП. В 2010-2015 годах возникнет серьезный дефицит рабочей силы. Привлечение большего числа трудовых мигрантов будет означать дрейф в сторону экстенсивного пути развития и может создать социальные проблемы по «французскому сценарию».

О демографическом кризисе и пло­хом здоровье нации уже сказали доста­точно много и на самых разных уровнях: от политической трибуны до кухни. Именно человеческий фактор стано­вится важнейшим приоритетом в разви­тии российской экономики, прежде всего, потому, что в России с 2006 года численность населения трудоспособ­ного возраста начнет снижаться. Депо­пуляция России чрезвычайно опасна, но решение этой проблемы напрямую зависит от устойчивого экономического роста, который должен базироваться насохранении потенциала сырьевого сек­тора и модернизации отраслей обраба­тывающей промышленности.

В условиях российского экономичес­кого роста спрос на рабочую силу воз­растает. Проектировки МЭРТ различают инерционный (1) и инновационно-ак­тивный (2) сценарии социально-эконо­мического развития. Различия между ними принципиально не меняют содержательный вывод о возрастающем де­фиците рабочей силы: спрос на труд растет, а предложение труда падает. Это вызвано негативными процессами в де­мографии: смертность превышает рож­даемость. Специалисты-демографы называют эту тенденцию «Первый рус­ский крест» (поскольку на графике ли­нии рождаемости и смертности пере­крещиваются.)

С точки зрения сегодняшних проблем рынка труда беспокоит высокая смерт­ность людей в трудоспособном возрас­те. Среди основных причин — сердеч­но-сосудистые и раковые заболевания, несчастные случаи на производстве и транспорте, самоубийства и убийства, отравления алкоголем, наркотики. При­чем мужчин умирает гораздо больше, чем женщин.

Конкретные сроки возникновения дефицита рабочей силы и его вероятные объемы различаются по отраслям экономики и регионам, где проявляются разные демогра­фические тенденции. Население в трудоспособном возрасте стареет. Средний возраст занятых — около 40 лет. Молодые люди зачастую при выборе вузов и профессии ориенти­руются на специальности и отрасли, которые могут обеспечить высокий доход в максимально короткие сроки. Поэтому их сложно привлечь в срав­нительно «низкодоходные» отрасли на «непрестижные» специальности. Сегодня в России формально очень много экономистов, юристов, менед­жеров, маркетологов (хотя их квали­фикация зачастую не соответствует амбициям) и мало, например, квали­фицированных рабочих и инженеров. Между тем, рынок дает совершенно противоположные си­гналы. Наблюдается избыточная концентрация наемных работников в одних секторах и нехватка в других.

Экстраполируя процессы увеличения спроса на рабочую силу и сокращения численности населения в трудоспособ­ном возрасте на будущее, можно полу­чить уровень дефицита рабочей силы взависимости от сценария развития. Ха­рактерна закономерность — чем выше темп роста ВВП, тем больше дефицит. Это четко видно на графике, который вполне можно назвать «Второй русский крест». Общий вывод, таким образом, состоит в том, что во временном периоде 2010-2015 годы в экономике России возникнет дефицит рабочей силы.

Диспропорции на рынке труда усу­губляются региональной концентрацией спроса на рабочую силу. Сегодня более половины совокупного числа вакан­сий — в Центральном и Северо-Запад­ном федеральных округах, свыше 30% — в Москве и Московской области. По прогнозу, дефицит рабочей силы острее всего проявится именно в этих округах (а также в Уральском), что сти­мулирует поток сюда мигрантов с юга России и из других стран.

В заключение обозначим существу­ющие, на наш взгляд, пути снижения дефицита рабочей силы:

►Интенсификация труда и наращивание его производительности. Такой путь предполагает интенсивные инвестиционные вложения в создание новых, со­временных технологий, которым присущ трудосберегающий характер.

►Решение проблемы структурной безработицы. Иначе в экономике будут наблюдаться одновременно безработи­ца и нехватка специалистов в целом ря­де профессий, отраслей, регионов.

►Увеличение экономической актив­ности населения. Это представляется маловероятным, так как социально-экономические издержки вовлечения на рынок труда неактивного населения вы­соки.

►Удовлетворение потребности в рабо­чей силе за счет трудовых мигрантов может в еще большей мере усилить дисбаланс на рынке труда, вызвать обо­стрение таких социальных проблем как усиление конкуренции на рынке жилья и в сфере занятости, демпинг на отечест­венном рынке труда, хроническая бедность и развитие национализма. В этом контексте уместно напомнить историю турецкой диаспоры в Германии и араб­ской — во Франции. Последствия всем хорошо известны.

Стратегическая задача обеспечения экономики России рабочей силой долж­на решаться не из конъюнктурных сооб­ражений, а на основе консолидирован­ных усилий государства и бизнеса.

7 Прогноз дан для двух вариантов: инерционного (1) и инновационно активного (2).

[1] Исследование миграционных процессов и порождаемых ими социально-экономических и геополитических проблем и последствий в различных регионах России по материалам переписи 2002 года.– М., 2004, С.9.

[2] Эренберг Р. Дж., Смит Р.С. Современная экономика труда. Теория и государственная политика. – М., 1996. – С. 384-397.

[3] Рязанцев С.В.Влияние миграционных процессов на социально-экономическое развитие региона (на материале Ставропольского края): Дис. канд. экон. наук по спец. 08.00.18. (Электронный ресурс). – М.: РГБ (Из фондов Российской Государственной Библиотеки), 2003.// www. diss.rsl.ru.

[4] Рязанцев С.В.Влияние миграционных процессов на социально-экономическое развитие региона (на материале Ставропольского края): Дис. канд. экон. наук по спец. 08.00.18. (Электронный ресурс). – М.: РГБ (Из фондов Российской Государственной Библиотеки), 2003.// www. diss.rsl.ru.

[5] Эренберг Р. Дж., Смит Р.С. Современная экономика труда. Теория и государственная политика. – М.: Изд-во МГУ, 1996. – С. 384-397.

[6] http://www.kremlin.ru. от 18.03.2005

[7] Е.С.Красинец. Нелегальная миграция в России: факторы, последствия, проблемы регулирования // Народонаселение, 2003, №3. С.78.

[8] ООН. Доклад УВКБ ООН. Нью – Йорк, 1989.-С.З-8.

Основные типы нефтегазоносных формаций

По тектоническому режиму нефтегазоносные формации подразделяются на три группы: НГФ платформенных, геосинклинальных и переходных территорий.

В составе каждой группы выделяются субформации в зависимости от приуроченности к различным тектоническим элементам первого порядка, от палеогеографических условий их накопления, преобладающего литологического состава и тектонического режима крупного структурного элемента, где развита данная нефтегазоносная формация, а также от характера содержащихся в них УВ – преимущественно в жидком или газообразном фазовом состоянии.

Типы НГФ подразделяются в зависимости от палеогеографических условий образования и литологии пластов. По палеогеографическим условиям образования выделяются морские, прибрежно-морские, прибрежные, лагунные, континентальные и смешанные нефтегазоносные формации; по литологическому составу – преимущественно терригенные или карбонатные, карбонатно-терригенные, рифогенные, карбонатно-сульфатные, карбонатно-галогенные, терригенно-угленосные, терригенные сероцветные, молассовые, флишевые нефтегазоносные формации, глинистые (типа баженовской и майкопской свит).

Нефтегазоносные формации могут быть сложены преимущественно одной литологической разностью пород, например карбонатными или глинистыми породами, или же толщей чередующихся пород различного литологического состава, например терригенных и карбонатных.

Дата добавления: 2014-07-23 ; просмотров: 699 ; Нарушение авторских прав

Источник

Нефтегазоносные формации, комплексы и природные резервуары для нефти и газа

Осадочные (осадочно-породные) бассейны образованы мощными толщами разновозрастных осадочных и вулканогенно-осадочных пород, содержащих нефтегазоматеринские отложения, генерирующие жидкие и газообразные углеводороды, и породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Парагенетическое единство тех и других, объединяемых близостью фациальной характеристики осадков, позволяет выделить литологически сходные ряды нефтегазоносных формаций, как платформенных, так и геосинклинальных. Общность же условий нефтегазонакопления и стратиграфической принадлежности отложений определяет группы их в виде нефтегазоносных комплексов. Они отличаются по составу пород, степени их преобразованности и, как следствие этого, могут отличаться по характеру нефтегазоносности.

Нефтегазоносные комплексы являются составными частями нефтегазоносных бассейнов. Разведка нефти и газа часто ведется в отдельности на каждый из комплексов. В некоторых бассейнах разнородные комплексы разделены между собой толщами, которые не являются нефтегазоносными. Это, например, мощные соленосные разрезы в Прикаспийской впадине, где надсолевые (в основном мезозойские) и подсолевые (палеозойские) толщи образуют различные комплексы. Комплексы могут быть разделены крупными региональными несогласиями. А.Н. Дмитриевский рассматривает нефтегазоносные комплексы как породные системы, обладающие способностью, прежде всего, аккумулировать углеводороды, а часто и генерировать их. Комплексы состоят из двух главных элементов: породы-коллекторы и плохо проницаемые породы – флюидоупоры; иногда сюда же относятся и нефтегазоматеринские породы.

Нефтегазоносные комплексы являются, таким образом, совокупной частью геологических тел разных форм и генезиса – природных резервуаров, благоприятных для формирования залежей углеводородов, и ограничивающих их пород, способствующих консервации залежей, удержанию их в пределах ловушек в течение длительного геологического времени. Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной геологии, а в общей теоретической геологии существует понятие формации (геоформация). Между нефтегазоносными комплексами и формациями нет прямого соответствия. Комплекс может быть представлен одной формацией или охватывать две-три самостоятельные формации. Применение формационного анализа позволяет дать более полную характеристику нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров внутри них.

Поскольку природные резервуары различного типа связаны с разными геологическими формациями, есть смысл в этой связи коротко остановиться на существе понятия последних с точки зрения роли различных породно-слоевых ассоциаций в формировании нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров.

Впоследствии этот подход был развит в трудах В.В. Белоусова, Н.Б. Вассоевича, В.Е. Хаина. В 1940 г. Н.Б. Вассоевич выразил мысль, что формация отражает не только определенную стадию развития, но и особенности этой стадии в применении к разным тектоническим условиям, таким образом, он добавил к стадийному принципу зональный. Несколько другой подход принят в трудах сторонников так называемого парагенетического направления (Н.С. Шатский, Н.П. Херасков, Н.А. Крылов и др.). Под формацией эти авторы понимают естественные комплексы (ассоциации) горных пород, отдельные части которых парагенетически связаны между собой как по горизонтали, так и по вертикали. Совместное нахождение, обусловленное образованием (парагенез), представляется единственным объективным критерием. Сторонники второго направления признают связь со структурами, этапами их развития, но эта связь, по их мнению, проявляется уже как результат субъективных суждений.

Формация, с точки зрения системно-структурного анализа, является сложной природной системой и занимает определенное место в ряду уровней организации материи между категориями «порода» и «литосфера Земли». Содержание понятия формации очень богато и его нельзя сводить к простой ассоциации пород. Во флише, например, наборы пород могут быть очень различными, но характер строения и способ образования, зависящие от структурногеоморфологических условий, будут одинаковы. Эти, главным образом, тектонические, условия и определяют облик флиша как формации.

Участие карбонатных пород в различных геосинклинальных комплексах очень изменчиво. В некоторых геосинклинальных областях (Кавказ, Урал) известняки и доломиты слагают мощные толщи, в других случаях породы геосинклиналей совсем не содержат известняков (Верхоянье). Резкая изменчивость геосинклинальных отложений вкрест простирания структур часто сопровождается в приподнятых зонах размывом отдельных комплексов и наличием перерывов и несогласий между ними. В соседних же зонах прогибания эти же толщи могут залегать согласно и характеризоваться непрерывностью разреза. Это важно учитывать при выделении природных тел-вместилищ для нефти и газа, сингенетической и эпигенетической нефтегазоносности в них.

Это хорошо можно видеть в Дагестане, где принесенный с Русской платформы терригенный материал в тортонский век неогена способствовал образованию чистых кварцевых хорошо отсортированных песков с хорошей пористостью и проницаемостью. Вместе с тем, благодаря наличию в разрезе глинистых нефтематеринских пород значительной мощности они характеризуются в основном высокой сингенетической нефтегазоносностью.

Молассовые формации объединяют как осадочные комплексы орогенного этапа развития бывшей геосинклинали, так и осадочные комплексы в пределах эпиплатформенных орогенов. По своему составу они имеют много общего. Наиболее характерные части их, имеющие терригенный состав, сложены преимущественно песчаными и конгломератовыми разностями. Обычно эти толщи, называемые молассами, включают морские и континентальные осадки. Для молассовых отложений типичен полимиктовый состав и за исключением отдельных зон (донных течений и др.) относительно слабая отсортированность материала. С молассами, особенно верхними, в основе своей эпигенетически нефтегазоносными, парагенетически связаны разнообразные лагунные и прибрежно-морские отложения полузамкнутых водоемов. Среди них отмечаются карбонатные и галогенные породы, образовавшиеся в условиях минимального привноса обломочного материла и играющие роль флюидоупоров. Существенной частью многих молассовых комплексов являются продукты наземных вулканических извержений.

В основании орогенных формаций в пределах эпиплатформенных орогенов, также как и чехла молодых платформ, нередко можно встретить ко?ры выветривания. В зависимости от того, в какой геотектонической зоне будет располагаться рассматриваемый нефтегазоносный бассейн, строение его чехла будет характеризоваться тем или иным набором потенциально нефтегазоносных формаций. Терригенные породы внутренних впадин древних платформ характеризуются преимущественно кварцевым составом с весьма малым, подчиненным содержанием полевых шпатов и других минералов и обломков пород. Обычно здесь развиты кварцевые и олигомиктовые разности, мелко- и среднезернистые, хорошей и средней отсортированности, чередующиеся с нефтегазоматеринскими глинами.

В НГБ краевых частей древних и молодых платформ характер нефтегазоносности несколько иной. В юрской нефтеносной толще Эмбенского района наряду с кварцем в значительном количестве присутствуют полевые шпаты. В тяжелой фракции преобладают циркон, турмалин, рутил. В некоторых районах Западной Сибири среди зерен много обломков пород. В Предкавказье на платформенном борту Азово-Кубанского и Среднекаспийского осадочного бассейнов в сингенетично-нефтегазоносных толщах содержится кварца до 70%; в олигоценовых хадумских отложениях – кварца не более 56%, до 20% приходится на долю полевых шпатов, встречаются разности полимиктового состава (рис. 14).

В разрезах геосинклинальной части бассейнов содержание кварца уменьшается до 50% (меловые породы, майкопская серия), увеличивается роль полевых шпатов (25-30%). Основными типами здесь являются олигомиктовые, полимиктовые, нередко аркозовые разности. В зонах устойчивых однятий, содержащих сингенетические залежи нефти и газа, отсортированность обломочного материала является высокой.

В бассейнах внутрискладчатого типа (Южно-Каспийский) в терригенных сингенетично нефтегазоносных породах на первое место выходят полевые шпаты, а затем кварц. Исключением является плиоценовая эпигенетично продуктивная толща Апшерона преимущественно кварцевого состава, образовавшаяся за счет сноса материала с Русской платформы.

Очень пестрый материал в межгорных впадинах (например Ферганской), здесь в составе сингенетично нефтегазоносных пород обломки всего, что разрушалось в окружающих горах. Преобладают полевые шпаты и обломки пород. По гранулометрическому составу материал часто весьма разнороден, что связано с накоплением его в выносах бурных потоков. Отсортированность материала большей частью невысокая.

При характеристике формаций важна возможность их практического использования (соленосные, угленосные формации). Различные аспекты изучения и подходы к выделению формаций могут с полным основанием рассматриваться как разные стадии познания (или познания их свойств на разных этапах развития). Одним из важнейших свойств является нефтегазоносность. Нефтегазоносные комплексы по-разному соотносятся с осадочными (и некоторыми другими) формациями. Эти комплексы иногда могут полностью совпадать с формациями, являясь их частями или, даже охватывать несколько формаций (одна – материнская, другая – коллекторская, третья – экранирующая).

Платформенные морские терригенные формации представляют широкие и протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе характер весьма уплощенных линз мощностью в десятки и сотни метров. По блокам эти полосы окаймляются преимущественно континентальными отложениями, развитыми в пределах древних поднятий, или глинистыми и глинисто-карбонатными – в пределах депрессий. Внутри линзы ритмично чередуются песчаники, алевролиты и аргиллиты, иногда известняки. В нижней части комплекса состав песчаников более грубозернистый, в верхней части материал более мелкозернистый, преобладающими здесь являются алевролиты. Такие комплексы подробно охарактеризованы Н.А. Крыловым, А.К. Мальцевой, М.Я. Рудкевичем и другими исследователями. По данным Н.А. Крылова и А.К. Мальцевой, песчаники таких комплексов на древних платформах в основном кварцевые, зернистость и степень отсортированности их различны, наилучшие они в зонах перемывов.

Глинистое вещество аргиллитов и всех типов алевролитов представлено в основном гидрослюдой и каолинитом. В цементе обломочных пород, кроме глинистого материала, значительную долю составляют также карбонаты и железистые образования. Примером подобных толщ могут служить эйфельсконижнефранские отложения Волго-Уральского региона. Они содержат целый ряд нефтеносных песчано-алевритовых пластов, являющихся основными продуктивными горизонтами на многих месторождениях Урало-Поволжья (пласты Д5, Д4, ДЗ, Д2, Д1, ДО, Д-К). Сравнительно однородный минеральный состав и хорошая отсортированность обеспечивают хорошие физические свойства нефтеносных пород (пористость 19-21%, проницаемость 400-500 мД). С рассматриваемым комплексом связаны гигантские Ромашкинское, Шкаповское, Белебеевское и др. месторождения. Основные залежи приурочены к пластам Д1 и ДО пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса. Фильтрационноемкостные свойства песчаных горизонтов весьма высокие. Проницаемость достигает 1,5-2 Дарси, открытая пористость на Газлинском месторождении Туранской плиты – 20-32%.

Глауконитовые формации эпипалеозойских плит развиты в северном и южном полушариях. Они являются, в частности, нефтегазоносными в бассейнах Австралии. С континента они, по-видимому, протягиваются в пределы шельфов под воды океанов.

Основные типы терригенных комплексов. Терригенные комплексы нефтегазоносны на древних и молодых платформах, в краевых прогибах, межгорных впадинах и на континентальных окраинах. Песчано-глинистые комплексы морского относительно мелководного генезиса (в основном, шельфовые отложения) представлены толщами в десятки, редко сотни метров, сложенными чередованием песчаников, алевролитов и глин. Примерами подобных толщ могут служить эйфельско-нижнефранские отложения Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов, неокомские породы Среднего Приобья в Западной Сибири и др. Эти комплексы распространены на широком пространстве, и в фациальном отношении они неоднородны, сменяясь в краевых частях прибрежноморскими мелководными, лагунными и дельтовыми образованиями, а в более глубоководной – терригенно-карбонатными отложениями.

А.К. Мальцева и Н.А. Крылов отмечают, что песчано-глинистые комплексы на древних платформах обычно располагаются в низах крупных тектоноседиментационных циклов. Многие пласты хорошо выдержаны по простиранию. Сравнительно однородный минеральный состав хорошо отсортированных песчано-алевритовых пород обеспечивает высокие физические свойства нефтеносных пород.

Для мезозойско-кайнозойских окраин древних и молодых платформ характерны песчаные полевошпатово-кварцевые толщи, породы которых содержат в заметном количестве глауконит. Эти комплексы шельфового образования имеют очень широкое площадное развитие и переходят с края молодых платформ в пределы предгорных (краевых) прогибов. Примером в этом отношении является нижнемеловой терригенный комплекс Предкавказья, к которому приуроченобольшое количество сингенетичных нефтяных и газовых месторождений. К подобному комплексу относится и крупное Газлинское газоконденсатное месторождение на Туранской плите. В верхней части песчано-глауконитового комплекса, как правило, залегает мощная глинистая пачка, играющая роль регионального флюидоупора.

Генетические типы отложений различны. В разрезах встречаются и дельтовые породы с косой слоистостью и склоновые отложения скоростных потоков и озерные толщи. Литолого-минералогическая характеристика типов пород чрезвычайно различается в зависимости от источников сноса и способа отложения. При поступлении отсортированного материала с платформ, хорошей их промытости, при быстром переносе формируются пласты песчаников с высокими физическими свойствами. Нередки в составе также известняки-ракушняки с высокой степенью пустотности.

Песчано-глинистые угленосные и субугленосные комплексы широко развиты на молодых платформах и в меньшей степени на древних. К числу таких характерных комплексов относятся мелководно-шельфовые, в т.ч. рукавообразно-дельтовые, нижнекаменноугольные отложения Русской плиты (рис. 15), близкие по условиям залегания нижнесреднеюрские породы Предкавказья, Западной Сибири и Туранской плиты. Комплексы сложены песчаными и глинисто-алевритовыми породами, содержащими огромное количество мелкодетритового рассеянного органического вещества в углистой форме. Здесь же может находиться и концентрированное вещество в виде углей, а также субвулканические тела.

Преимущественно гумусовый состав органического вещества определяет широкие масштабы газоносности этих комплексов, не исключая, конечно, и их нефтеносности. Полифациальность и резкая литологическая изменчивость комплексов обусловливают сложные формы тел природных резервуаров и резкие изменения свойств пород. Здесь распространены прибрежно-морские, лагунные, дельтово-аллювиальные, озерные и другие комплексы фаций. Среди этих толщ наибольшим распространением пользуются природные резервуары третьей группы со сложным литологическим ограничением. Мощности субугленосных комплексов на молодых платформах велики и достигают 2-2,5 км.

Помимо участия в плитных формациях субугленосные комплексы выполняют грабены в нижних частях разреза платформ и впадины погребенных орогенов, т.е. выделяются в качестве так называемых переходных комплексов. В связи с резкой изменчивостью, невыдержанностью песчаных пачек, отсутствием выдержанных глинистых разделов субугленосные комплексы редко содержат крупные скопления углеводородов, но благодаря огромному количеству образующихся в них газов они насыщают вышележащие толщи. Характерен пример гигантского газового месторождения Гронинген в Голландии, которое находится в красноцветах нижней перми, а образовано за счет миграции углеводородов из подстилающих угленосных газоматеринских пород карбона.

Красноцветные терригенные толщи являются также характерным комплексом переходных (доплитных) тел в грабенах фундамента древних платформ. Пестроцветные комплексы, подобно угленосным и субугленосным, чаще всего полифациальны, и в них формируются природные резервуары литологически ограниченного типа, однако встречаются и массивные разновидности.

Нефтегазосодержащие породы с наилучшими свойствами связаны с телами эолового и прибрежно-морского дюнного образования. Широкое развитие, особенно в бассейнах Китая (Ордосском, Сунляо и в смежных с сушей бассейнах шельфа и др.), имеют эпиконтинентальные толщи лагунно-озерного происхождения, сменяющиеся морскими на шельфах. Развитые здесь тела песчаных баров, дельт и подводных конусов, формировавшихся на склонах крупных озер и морских шельфов, являются прекрасными природными резервуарами.

Размеры дельт, которые часто протягиваются от устья реки до подножья континентального склона, составляют сотни км, а у Ганга-Брахмапутры – даже тысячи. Мощность отложений достигает 8-10 км и более. Формирование дельт началось в конце мезозоя и продолжается до настоящего времени. При накоплении материала и наращивании дельт в сторону океана (т.н. процесс проградации) образуются крупные наклоненные от континента тела линзовидной формы, выклинивающиеся как в сторону суши, так и акватории (рис. 16).

Крупные песчано-алевритовые пачки разделены глинами. Отдельно выступающие рукава дельт (как в случае р. Миссисипи) образуют в плане рукавообразные, а в поперечном разрезе – линзовидные тела (рис. 17). По периферии дельт на мелководье приливно-отливные движения воды формируют из выносимого материала валообразные вытянутые тела – бары (рис. 18). Состав отложений различен и изменяется в зависимости от удаленности от берега. Песчаники, в основном полимиктовые, но неоднократный перемыв способствует формированию в целом хороших коллекторских свойств с высокой пористостью; выносимый вместе с обломочным органический материал существенно влияет на повышение генерационных способностей отложений.

Типы природных резервуаров различные, наряду с пластовыми присутствуют выклинивающиеся и линзовидные тела. Многие крупные месторождения в более древних отложениях также связаны с дельтовыми образованиями на окраинах континентов, к ним можно отнести, в частности, месторождения Узень и Жетыбай в юрском комплексе на Мангышлаке. Выше уже упоминалось, что отдельные части предгорных моласс также имеют дельтовое происхождение.

Основные типы карбонатных комплексов и природных резервуаров. Основными минералами карбонатных толщ являются кальцит и доломит. Но, несмотря на такую минералогическую бедность, текстурно-структурное разнообразие карбонатных пород бесконечно велико. В связи с этим карбонатные толщи резко различаются по своим свойствам, характеру пустотного пространства и, следовательно, продуктивным качествам. Классификация карбонатных пород является трудной задачей, поэтому различие между комплексами также можно произвести только в общем виде.

Карбонатные породы в большей мере, чем другие типы, подвержены различным вторичным преобразованиям, которые в корне меняют их физические свойства, а иногда и состав (процессы доломитизации). В этом состоит сложность выделения природных резервуаров, так как одна и та же порода в одних условиях совершено не может рассматриваться как резервуар, а в других приобретает очень высокие свойства. Прежде всего, это относится к пелитоморфным известнякам и мергелям, которые сильно подвержены трещиноватости, которая совершенно изменяет все их физические свойства.

Пластовые резервуары в карбонатных толщах более редки, но в некоторых
случаях они обладают очень высокими качествами. Прежде всего, это пласты
оолитовых известняков, которые по структурно-текстурным особенностям очень
сходны с обломочными породами, однако по вторичным изменениям различные.
Комплексы, сложенные массивными известняками, образуют природные
резервуары преимущественно в зонах развития тектонической или литологиче-
ской трещиноватости или в участках развития кавернозности (чаще всего в до-
ломитах и доломитизированных известняках). Свод крупной складки в массив-
ных известняках, нарушенных трещинами, образует массивный резервуар. От-
дельные небольшие зоны трещиноватости и кавернозности обеспечивают воз-
никновение литологически ограниченных резервуаров. Переходную роль игра-
ют терригенно-карбонатные или глинисто-карбонатные комплексы с резервуа-
рами сложного вида. При послойном изменении свойств вследствии общей сис-
темы трещиноватости в этих толщах образуются массивные резервуары слож-
ного литологического состава.

Нетрадиционные комплексы. К числу комплексов, нефтегазоносность которых мала по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими и другими породами. Их можно разделить на две группы. В глинистых и биогенных кремнистых толщах нефтеносность в большинстве случаев сингенетична. Природные резервуары разнообразной прихотливой формы возникают в них в процессе катагенеза, и само возникновение или увеличение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой минеральной матрицы породы. Не вдаваясь в детали, можно сказать, что в глинистых породах вследствие трансформации глинистых минералов, выделения связанной воды, генерации из органического вещества жидких продуктов и газов на определенной глубине возникают зоны разуплотнения. Какой-то участок породы вследствие роста внутреннего давления пронизывается системой трещин, и возникает природный резервуар, ограниченный со всех сторон менее измененными породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское и др. нефтяные месторождения), в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское и Северо-Ставропольское газовые месторождения).

Несколько по-иному происходят процессы в кремнистых толщах биогенного происхождения. На первых этапах «ажурная» структура створок диатомитовых водорослей и других организмов создает возможность существования природных резервуаров. В последующем в кремнистых толщах при повышенном содержании сапропелевого органического вещества протекают процессы, сходные с процессами в глинистых толщах. Образующиеся углеводороды занимают пустоты в возникшей к этому времени глобулярной структуре минерального скелета. При дальнейшем усилении катагенеза происходит растрескивание, и связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типов. На шельфе Калифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является сингенетичное нефтяное месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Сахалине также открыто два месторождения в таких толщах. Сходным образом возникают природные резервуары в глинисто-карбонатных богатых органическим веществом так называемых доманикоидных толщах верхнедевонского возраста.

Что касается вулканогенных пород, то резервуары в них приурочены к туфам и другим разностям, пустотность которых связана с выходом газов из лавового материала или вторичным выщелачиванием. Нефтеносность их всегда эпигенетична. Регионально нефтеносным является, например, осадочно-туфогенный вулканогенный комплекс эоценового возраста Восточной Грузии и Западного Азербайджана. Здесь открыто несколько месторождений, в том числе наиболее крупное Самгори. Примером преимущественно газоносного эффузивного комплекса может служить формация «зеленых туфов» палеогенового возраста в Японии. Здесь резервуар массивного типа образован измененными туфами и лавами риолитов.

В составе фундамента нефтегазоносность бывает связана с метаморфическими и интрузивными породами. Большей частью природные резервуары в них возникают за счет выветривания, проработки гидротермальными растворами и других вторичных изменений. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-метаморфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. Притоки нефти и газа из кристаллических пород бывают весьма значительны. На площади Оймаша на Южном Мангышлаке отмечены значительные притоки нефти и газа из зоны вторично измененных гранитов. Природный резервуар здесь образовался за счет выщелачивания, дезинтеграции и образования гранитной дресвы. Процессы выветривания и тектонического дробления создают в кристаллических породах локальные резервуары, ограниченные плотными менее измененными породами. Рассмотренная выше характеристика нефтегазоносных комплексов, являющаяся основой типизации входящих в них природных резервуаров, позволяет по соотношению пород коллекторов с ограничивающими их плохо проницаемыми породами выделить, как было предложено ранее И.О. Бродом и Н.А. Еременко (1956), пластовый, массивный и литологически ограниченный неправильной (в частном случае линзовидной) формы.

Пластовый резервуар, являющийся наиболее распространенным, характеризуется сравнительно однородным коллектором, ограниченным на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Мощность его более или менее выдержана повсюду в области распространения, хотя на тех или иных локальных участках он может выклиниваться. Изменение состава и свойств коллекторов в пластовых резервуарах обычно происходит постепенно. Иногда он может быть представлен тонким переслаиванием пород, причем плохо проницаемые маломощные разделы могут выклиниваться. Пластовый природный резервуар обычно представляет единую гидродинамическую систему. Наиболее характерное движение флюидов – боковое по пласту.

Массивный резервуар представлен мощной толщей проницаемых пород, перекрытой сверху и ограниченной с боков плохо проницаемыми породами. Обычно такой резервуар приурочен к какому-либо крупному структурному, эрозионному или биогенному выступу. Коллекторы, слагающие природный резервуар, могут быть однородными и неоднородными. По составу это могут быть как осадочные, так и метаморфические и изверженные породы. Такой резервуар может состоять из коллекторов, относящихся к разновозрастным толщам, даже разделенных перерывами. На месторождении Панхэндл-Хьюготон в США газоносный резервуар образован грубозернистыми песками, конгломератами и валунами допенсильванского (верхнекарбонового) возраста, трещиноватыми известняками пенсильванского возраста и доломитами ранней нижней (рис. 19). На газовом месторождении Лак (Франция) коллектор, содержащий залежь, включает 600-метровую толщу карбонатных пород и песчаников неокомского и верхнеюрского возраста. Весь резервуар может быть поделен на зоны с различной пористостью и проницаемостью. Боковое движение флюидов в массивных резервуарах не происходит в таких больших масштабах, как в пластовых, и вполне соизмеримо с вертикальным. Иногда массивные резервуары имеют непосредственную связь с пластовыми.

Литологически ограниченный резервуар неправильной формы, кроме линз песчаников в глинах, включает все участки повышенной пористости и проницаемости, которые могут возникать в различных породах по разным причинам (зоны дробления, выщелачивания и т.п.). На месторождении Мурадханлы в Азербайджане на глубине свыше 3000 м в стометровом интервале разреза встречена залежь нефти в андезитах, базальтах и туфах верхнего мела. Выделено четыре зоны выщелоченных и трещиноватых эффузивных пород, содержащих нефть и являющихся примером ограниченных локальных резервуаров. Этот тип резервуара является замкнутой изолированной системой с ограниченной циркуляцией флюидов.

Форма, размер и пористость пород резервуара характеризуют его вместимость. Они определяют его энергетический запас. У пластовых резервуаров он, как правило, наибольший, так как флюиды, создающие напор, подтекают с огромной площади.

Природные резервуары в пределах нефтегазоносных бассейнов различаются также по степени непрерывности своего развития. По этому признаку можно выделить следующие их разновидности:

Различным формациям часто свойственны различные по характеру природные резервуары. В мощных карбонатных толщах часто образуются массивные резервуары в структурных выступах (верхнемеловые известняки на Северном Кавказе, палеогеновые известняки свиты «асмари» на Ближнем Востоке). К субформации рифов также приурочены массивные резервуары в биогенных или эрозионно-биогенных выступах (пермские рифовые массивы Предуралья). К терригенным (молассовым и другим) формациям чаще всего приурочены пластовые резервуары.

На облик резервуара оказывает влияние фациальная ландшафтная обстановка. В зонах развития песчаных кос, береговых валов (баров) в мелководной части моря или в области распространения дюн на берегу образуются резервуары линзовидной формы. Таким примером является залежь Барбенк в Оклахоме, приуроченная к островерхому бару в пенсильванских отложениях. К такому же типу резервуара относится ископаемый бар Барбенк (Оклахома, США). Его схематический поперечный разрез представлен на рис. 20. Песчаные бары иногда образуют вытянутые на сотни километров зоны, с которыми связаны десятки месторождений нефти и газа.

Среди других примеров влияния фациальных условий можно привести так называемые рукавообразные («шнурковые») залежи в аллювии погребенных речных долин, типичной из которых является Ширванская залежь в песках погребенного русла реки в майкопской толще Краснодарского края. Подобные примеры можно привести и по другим районам.

На рис. 21 показано, как сохранились аллювиальные отложения раннекаменноугольного времени и нефтяные месторождения в них в эрозионных врезах, приуроченные к поверхности карбонатов ордовика на месторождении Эльдорадо, США. Эти песчаные тела являются резервуарами и определяют места скопления нефти. Во всех этих случаях литологический и палеогеографический факторы имеют первостепенное значение для образования природного резервуара.

Источник