Характеристика Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция занимает территорию Западно-Сибирской низменности. Первое газовое месторождение Березовское было открыто в 1953 году.

Платформа Западно-Сибирской провинции расположена на фундаменте палеозойского возраста, представленного песчано-гинистыми мезо-кайнозойскими отложениями, мощность которых достигает 4000-5000 м.

В состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции входят несколько нефтегазоносных областей:

§ Среднеобская;

§ Васюганская;

§ Фроловская;

§ Северо-Тюменская;

§ Березово-Шаимская.

Среднеобская нефтегазоносная область представлена уникальным по запасам нефти Самотлорским месторождением. К богатейшим нефтяным месторождениям относятся также Мамонтовское, Советское, Усть-Балыкское, Правдинское, Западно-Сургутское.

Нефтегазоносность установлена в тюменской, васюганской, мегионской и вартовской свитах. Основные запасы нефти связаны с отложениями вартовской и верхней мегионской свитами. В их разрезе выделяется более 30 проницаемых песчаных пластов, из которых почти 20 с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Значительные скопления нефти заключены в песчаных и песчано-глинистых пластах группы «А» в кровельной части вартовской свиты. Их мощность изменчива, и часто замещаются глинами и алевролитами.

В основании осадочного чехла залегает тюменская свита (нижняя + средняя юра) мощностью 200-300 м. Она выражена переслаиванием песчаников, алевролитов, глин. Верхняя юра в пределах Сургутского и Нижневартовского сводов представлена васюганской и георгиевской свитами, состоящими из чередующихся песчаников и аргиллитов мощностью 50-110 м.

Мегионская и вартовская свиты (валанжин и готерив-баррем) сложены пластами песчаников, разделенных аргиллитами мощностью 265-530м.

Нефть Среднеобской области имеет плотность 0,854-0,901 г/см 3 , содержание серы 0,8-1,9%. Наибольшее содержание серы в нефтях месторождений Сургутского района. Все нефти малопарафинистые 1,9-5,3%.

Северо-Тюменская газонефтеносная область включает в себя более десяти месторождений, в том числе крупнейшие такие как Уренгойское, Заполярное, Медвежье.

Основные черты геологического строения. Мощность осадочного чехла более 4000м, но нижняя часть разреза бурением не изучена. Нижне-среднеюрские отложения представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов мощностью 220-445 м. Отложения верхней юры сложены аргиллитами мощностью 100-150 м. Верхняя часть покурской свиты представлена глинистыми песками. Покрышкой служат глины турон-палеогенового возраста мощностью 1000 м.

Огромные запасы газа сосредоточены в песчаниках валанжин-сеноманского возраста с хорошими коллекторскими свойствами (пористость 26-34%, проницаемость до 3000-6000 мД).

Газы сеноманских залежей состоят в основном из метана 98-99,6%. На большинстве месторождений конденсат практически отсутствует. Газы валанжинской залежи содержат большое количество тяжелых углеводородов до 9,5% и метана до 88,5%.

Уренгойское месторождение по запасам газа является крупнейшим в мире. Оно приурочено к пологой брахиантиклинальной складке, размеры которой 95х25 км. Газовая залежь сложена переслаивающимися песчаниками, алевролитами, глинами. Суммарная мощность газонасыщенных коллекторов в сводовой части структуры составляет 80-100 м. Пористость коллекторов 20-35%, проницаемость 600-1000 мД.

Контрольные вопросы:

1. Назовите коллекторские свойства горных пород.

2. От чего зависит пористость и проницаемость пород?

3. Каких видов бывает пористость и проницаемость?

4. Какой элементный состав нефти.

5. Расскажите о физических свойствах нефти.

6. Какими основными свойствами обладает природный газ?

7. Гипотезы органического и неорганического происхождения нефти.

8. Характеристика пород - коллекторов.

Вспомните

Какие полезные ископаемые вам известны?

Существуют топливные полезные ископаемые – торф, уголь, нефть (осадочное происхождение).

Рудные полезные ископаемые – руды цветных и черных металлов (магматическое и метаморфическое происхождение).

Нерудные полезные ископаемые – горно-химическое сырье, строительные материалы, минеральные воды, лечебные грязи.

Это я знаю

1. Что такое земельные ресурсы? Минеральные ресурсы?

Земельные ресурсы – территория, пригодная для расселения людей и размещения объектов их хозяйственной деятельности.

Минеральные ресурсы – природные вещества земной коры, пригодные для получения энергии, сырья и материалов.

2. Каково значение минеральных ресурсов в жизни человека?

Минеральные ресурсы – основа современного хозяйства. Из них получают топливо, химическое сырье, металлы. От количества и качества минеральных ресурсов во чаще всего зависит благосостояние страны.

3. Чем обусловлено размещение полезных ископаемых?

Размещение полезных ископаемых обусловлено их происхождением.

4. Какие закономерности можно установить в размещении полезных ископаемых?

Месторождения руд черных и цветных металлов, золота, алмазов приурочены к выходам кристаллического фундамента древних платформ. Месторождения нефти, углей, природного газа приурочены к мощным осадочным чехлам платформ, предгорным прогибам, шельфовым зонам. Руды цветных металлов так же встречаются в складчатых областях.

5. Где сосредоточены основные нефтегазоносные месторождения?

Основные нефтегазоносные районы сосредоточены в шельфовых зонах – Северное море, Каспийское море, Мексиканский залив, Карибское море; осадочных чехлах платформ – Западная Сибирь; предгорных прогибах – Анды и Уральские горы.

7. Выберите верный ответ. Полезные ископаемые осадочного происхождения приурочены в основном: а) к щитам платформ; б) к плитам платформ; в) к складчатым областям древнего возраста.

Б) к плитам платформ

Это я могу

8. Используя схему «Образование горных пород» (см. рис. 24), объясните, какие превращения происходят с горными породами в результате круговорота веществ.

В результате круговорота веществ, происходит превращение одних полезных ископаемых в другие. Первичными можно считать магматические горные породы. Они образовались из излившейся на поверхность магмы. Под действием различных факторов магматические породы разрушаются. Обломочные частицы переносятся и осаждаются в других местах. Так формируются осадочные горные породы. В складчатых областях происходит смятие горных пород в складки. При этом часть из них погружаются на глубину. Под действием высоких температур и давления они переплавляются и превращаются в метаморфические горные породы. После разрушения метаморфических горных пород вновь образуются осадочные породы.

Это мне интересно

9. Считается, что в каменном веке почти единственным полезным ископаемым был кремень, из которого изготавливали наконечники стрел, топоры, копья, рубила. Как, по вашему мнению, изменились с течением времени представления людей о многообразии полезных ископаемых?

Представления людей о многообразии полезных ископаемых с каменного века очень быстро менялись. После кремня люди очень быстро нашли медь. Наступил медный век. Однако медные изделия для использования были непрочными и мягкими. Прошло еще немного времени, и люди познакомились с новым металлом - оловом. Олово - очень хрупкий металл. Мы можем предположить, что произошло так, что кусочки меди и кусочки олова попали в огонь или костер, где они расплавились и смешались. В результате появился сплав, объединяющий в себе лучшие качества как олова, так и меди. Так и была найдена бронза. Период бронзового века - это время, начиная с конца четвертого- до начала первого тысячелетия до нашей эры.

Как мы все знаем, железо в чистом виде не встречается на Земле - его нужно добыть из руды. Для этого руду нужно нагреть до очень высокой температуры, и только после этого из нее можно выплавить железо.

То, что века были названы в честь полезных ископаемых, говорит о их огромном значении. Использование все новых полезных ископаемых открывает для человека новые возможности и может коренным образом изменить все хозяйство.

С тех прошло очень много времени и сейчас люди используют огромное количество минеральных ресурсов для разных целей. Разведка и добыча минеральных ресурсов актуальная задача для хозяйства во все времена.

10. Известный отечественный геолог Е.А. Ферсман писал: «Мне хочется извлечь сырой, на первый взгляд неприглядный материал из недр Земли… и сделать его доступным человеческому созерцанию и пониманию». Раскройте смысл этих слов.

Минеральные ресурсы, при извлечении из их из земной коры чаще всего имеют вид далекие от внешнего вида продукта, который из него получают. Они действительно представляют собой неприглядный материал. Но при правильном подходе, переработке из этого материала можно извлечь много ценного для человека. Ферсман говорил о ценности недр Земли, о необходимости их изучения и разумного подхода к этому.

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Реферат по дисциплине «Геология и нефтегазоносные акватории»

Баренцевоморская газонефтеносная провинция

Баренцевоморская газонефтеносная провинция (рис.1) расположена в пределах шельфа Баренцева моря западной Арктической части России. В геотектоническом отношении приурочена к эпикаледонской окраинно-континентальной шельфовой плите общей площадью свыше 1,3 млн км2. С севера она обрамляется протяженной линейно вытянутой системой геоантиклиналей и срединных массивов Гренландско-Карской зоны, на западе и северо-западе Свальбардской антеклизой, включающей поднятия островов Медвежий, Северо-Восточная Земля. На юго-западе провинция ограничена северо-восточным склоном Балтийского щита, на юге системой протяженных ступенчатых сбросов отделяется от Тимано-Печорской синеклизы, а на юго-востоке и востоке Урало-Новоземельской орогенной зоной отделяется от Западно-Сибирской плиты.

Рис.1. Баренцевоморская газонефтеносная провинция

Нефтегазоносные области: А - Южно-Баренцевская, Б - Центрально-Баренцевская, В - Северо-Баренцевская, Г - Адмиралтейская, Д - Северо-Карская.

Месторождения: 1 - Штокмановское, 2 - Лудловское, 3 - Северо-Кильдинское, 4 -- Мурманское

Осадочный чехол Баренцевоморской провинции залегает на гетерогенном складчатом преимущественно докембрийском фундаменте, представленном архейско-протерозойскими кристаллическими породами.

Разрез осадочного чехла, как и фундамента, изучен фрагментарно. В его строении принимают участие осадочные породы: нижне-верхнепалеозойского терригенно-карбонатного, верхнепермско-триасового преимущественно терригенного и юрско-мелового терригенного комплексов суммарной мощностью по данным сейсморазведки до 18 км.

Палеозой по данным глубоких скважин и выходам на поверхность представлен терригенными и карбонатными отложениями кембрия, ордовика, силура, девона, карбона и перми различной мощности. Особенно широко в акватории Баренцева моря развиты мезозойские отложения: триаса, представленного почти всеми отделами, юры, терригенные отложения которой наиболее полно вскрыты в южной части Баренцева моря, и мела.

Кайнозой распространен неравномерно. Мощные разрезы терригенных отложений палеогена и эоцена изучены только в северо-западных и западных районах Баренцева моря. Для Баренцева моря характерны нерасчлененные отложения плиоцена и четвертичной системы мощностью 0 -- 50 м.

В Баренцевоморской провинции можно выделить Западно-Баренцевскую, Южно-Баренцевскую, Центрально-Баренцевскую, Восточно-Баренцевскую газонефтеносные области и перспективную Северо-Баренцевскую область.

В 1982 г. в Баренцевоморской газонефтеносной провинции в триасовых отложениях были открыты Мурманское и Северо-Кильдинское газовые месторождения. Однако, основные перспективы газонефтеносности следует связывать с юрскими терригенными отложениями. В 1988 г. в центральной части Баренцева моря было открыто уникальное Штокмановское газоконденсатное месторождение (с запасами около 3 трлн м 3). В юрских отложениях в 1990 г. было открыто крупнейшее Лудловское газовое месторождение.

Наиболее продуктивными являются пласты Ю 0 (келловей), Ю 1 (ааленский-байосский), Ю 2 , (нижняя юра).

Мурманское газовое месторождение имеет сложное многопластовое строение. Всего выделено около 20 продуктивных пластов песчаников ранне-средпетриасового возраста. По запасам месторождение относится к крупным.

Штокмановское газоконденсатное месторождение открыто в 1988 г. Месторождение по запасам УВ уникальное. Размеры структуры по замкнутой изогисе-2075 (Ю 3) 48*36 км, амплитуда 295 метров, по замкнутой изогипсе -2470 (Ю 2) - 47*33 км, амплитуда 305 метров. Ловушка пластовая сводовая. Основной газоносный комплекс -- юрские и нижнемеловые отложения, представленные песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Глубина залегания продуктивных пластов в сводовой части структуры 600--2920 м. Продуктивные пласты расположены на глубине 2317 м (I 2 пл. Ю 3), 2237 м (I 2 пл. Ю 2), 2108 м (I 2 пл. Ю 1) и 1814 м (I 3 пл. Ю 0). Максимальные дебиты газа получены из пласта Ю 0 1665 тыс. м 3 /сут.

Значительные объемы осадочного чехла, сосредоточенные в отрицательных структурах, позволяют предполагать высокий нефтегазогенерирующий потенциал провинции, а обширные поднятия, примыкающие к этим очагам генерации и содержащиеся в разрезе региональные коллекторы и покрышки, говорят о больших аккумулирующих возможностях в пределах всей Баренцевоморской провинции, что дает основание рассматривать ее как одну из наиболее перспективных экваториальных провинций России. Особый интерес представляет Штокмановско-Лунинский газонефтеносный район, в который входят Штокмановско-Ледовая, Лудловская и Лунинская седловины. По величине запасов два месторождения района (Штокмановское, Ледовое) относятся к уникальным и одно (Лудловское) -- к крупным.

геологический акватория газонефтеносный

Акватория Каспийского моря

Акватория Каспийского моря (рис. 2) находится в области разновозрастной складчатости. Большой Кавказский хребет разделяет Каспийское море на северную и южную части, которые имеют различную тектонику. В южной части акватории распространена альпийская складчатость. Встречаются такие тектонические структуры, как антиклинорий и межгорная впадина. На севере акватории фундамент имеет герцинский, а чехол -- юрско-неогеновый возраст. Каспийское море состоит из 5 секторов: 1) российский (Ракушечное, Самарское, Хвалынское, Карчагинское и Филоновское месторождения); 2) казахстанский (Кашаганское месторождение); 3) туркменский; 4) азербайджанский (месторождения Азери, Чираг, Генюшли, Шах-Дениз); 5) Иранский.

В северной части акватории на герцинском фундаменте залегают породы юрского возраста. Разрез чехла начинается с отложений средней юры, мощность которой до 350 метров. Выше залегают породы нижнего мела (песчаники, глины, алевролиты, соли, известняки) мощностью до 1750 метров и верхнего мела (трещиноватые известняки, мергели) -- 350 метров. Далее располагаются породы палеогенового возраста палеоценовой (глины, мергели), эоценовой (глины, мергели, известняки) и олигоценовой (глины, сидериты, песчаники, мергели) систем мощностью 735 метров. Выше -- неогеновые отложения нижнего миоценового отдела (глины, мергели, песчаники, прослои известняков) мощностью до 1090 метров, верхнего миоценового отдела (глины, песчаники, оолитовые известняки, ракушечники, мергели) -- 2050 метров и плиоценового отдела (песчаники, глины, конгломераты, туфы, галечники) -- 1220 метров. Далее распространены четвертичные плейстоценовые породы Q1, Q2, Q3 и Q4 (мощность до 350 метров), приуроченные к трансгрессивным циклам Каспийского моря:

бакинская трансгрессия Q1 -- бакинский ярус (глины, алевролиты, пески). Трансгрессия проникала по Малышевскому прогибу в Ставропольский район;

хазаровская трансгрессия Q2 (аллювиальные отложения: зелено-серые пески, глины);

хвалынская трансгрессия Q3 (глины, пески). При ней море достигло наибольших размеров;

новокаспийская трансгрессия Q4 (аллювий, эоловые отложения).

На территории северной части Каспийской акватории находятся месторождения им. Корчагина, Хвалынское, Ракушечное. Продуктивные отложения в юре, меле палеогене и неогене.

Нефтегазоконденсатное месторождение им. Корчагина открыто в 2000 году, разрабатывается с 2009 года, имеет 6 залежей в средней и верхней юре, нижнем меле и палеогене. Глубина моря в районе месторождения 11-13 метров.

Хвалынское месторождение открыто в 2000 году. На месторождении открыты три газоконденсатных залежи в альбских I3, барремских I3 и титонских K1 отложениях и нефтяная залежь в киммериджских K1 отложениях. Продуктивные отложения на глубине 3021-3040 метров. Глубина моря в районе месторождения 25-30 метров.

Ракушечное газовое месторождение имеет три залежи в нижней, верхней юре и нижнем меле (альб).

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области, в 150 км к востоку от г. Уральска. Открыто в 1979 г. Приурочено к крупному поднятию, представленному рифовой постройкой высотой до 1700 м с размерами 16x29 км. Залежь нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 1420 м, толщина нефтяного слоя равна 200 м. Продуктивными являются биогермные и биоморфно-детритовые иззестняки, доломиты и переходные разности. Возрастной диапазон продуктивных отложений достаточно широкий -- от заволжского горизонта верхнего девона до артинского яруса нижней перми. Среднее значение пористости равно 9,4% для нефтяной и 10,7% для газоконденсатной части месторождения. Средняя проницаемость по газонасыщенной части резервуара равна 0,08 мкм2, нефтенасыщенной -- 0,05 мкм2. Средняя эффективная толщина газонасыщенных коллекторов составляет 200 м, нефтенасыщенных - 45,7 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814 м, нефтенасыщенная -- 170 м.

Южная часть Каспийской акватории приурочена к межгорной впадине альпийской складчатости. Южно-Каспийская котловина на западе граничит с Куринской впадиной, на востоке к ней примыкает Западно-Туркменская впадина.

Разрез чехла на территории Куринской впадины начинается с отложений нижней юры (глина, песчаник, слюдистые сланцы) мощностью 3000 метров. Выше залегают среднемеловые отложения (сланцы) -- 1500 метро. Далее терригенные флишоидные отложения верхней юры мощностью 3000 метров. Выше нижний мел (песчаники, глины, конгломераты, туфы, известняки) -- до 4000 метров и верхний мел (глины, конгломераты, туфы, известняки) -- 2200метров. Далее размещаются породы нижнего, среднего палеогена (глины, мергели, песчаники) мощностью 900 метров и верхнего палеогена майкопской серии (глина, алевролит, песчаник) -- 2500 метров. Выше залегают отложения нижнего неогена (флишоидное переслаивание песчаника, глин и мергелей) мощностью до 2000 метров и верхнего неогена (глина, песчаник, конгломераты) 5250 метров. В неогеновой системе начинается орогенез, а в четвертичной происходят трансгрессии аналогичные трансгрессиям в северной части Каспийской акватории. Мощность четвертичных отложений достигает 560 метров. В Центрально-Каспийской котловине такой же тип разреза, что и в Куринской впадине.

Разрез чехла Западно-Туркменской впадины начинается с палеогена. С палеогена по нижний неоген породы представлены глинами, алевролитами, песчаниками. Эти отложения продуктивны (нефтяное месторождение Алегул). Выше залегают породы верхнего неогена, представленные классическим флишем красноцветных пород (глина алевролит, песчаник). В четвертичной системе также происходят трансгрессии аналогичные трансгрессиям в северной части Каспийской акватории и Центрально-Каспийской котловины.

В южной части Каспийской акватории находятся месторождения: Локбата, Нефтяные Камни и Челекен. На месторождении Челекен продуктивны красноцветные флишоидные отложения неогеновой системы плиоценового отдела.

По подсчитанным ресурсам УВ ведущее место в Прикаспийской НГП занимают Астраханско-Калмыцкая ГНО, в которой сосредоточено наибольшее количество газа и нефти, Южно-Эмбинская и Волгоградско-Карачаганакская НГО.

Сопоставление распределения перспективных и прогнозных ресурсов по нефтегазоносным областям и районам показало, что наибольший их процент сосредоточен в нефтегазоносных районах южной части провинции (Астраханско-Актюбинская система поднятий).

Прогнозная часть ресурсов УВ провинции оценена до глубины 7 км.

Основная часть прогнозных ресурсов УВ в провинции приурочена к глубинам от 3 до 5 км.

Значительные перспективы нефтегазоносности связаны с Казахстанским шельфом, где уже открыто крупное нефтяное месторождение Кашаган.

Карская акватория

Акватория Карского моря, перекрывающая одноименный шельф, располагается между архипелагами островов Новой Земли на западе и Северной Земли на востоке, а также полуостровами Пай-Хой и Таймыр. На северо-западе региона Карский шельф отделен от архипелага Земли Франца-Иосифа трогом Святой Анны. Шельф Карского моря является северным продолжением Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Море расположено преимущественно на шельфе; много островов. Преобладают глубины 50--100 метров, наибольшая глубина 620 метров. Два жёлоба -- Святой Анны и Воронина -- прорезают шельф с севера на юг. Восточно-Новоземельский жёлоб с глубинами 200--400 метров идёт вдоль восточных берегов Новой Земли. Мелководное (до 50 метров) Центральное Карское плато расположено между желобами.

Герцинский фундамент Карской аквтории очень схож с Уральским. Он сложен палеозойскими и протерозойскими породами, которые распределены в западной части моря и представлены гранито-гнейсами и сланцами. На востоке, в основном, фундамент гетерогенный. Он состоит из пород герцинского, байкальского и каледонского возраста. В чехле триасовые отложенния (тампейская серия) представлены мелко- и среднезернистыми песчаниками с хорошей сортировкой и шлифовкой материала. Это означает, что образовались они в мелководных условиях и являются хорошим коллектором. Весь разрез терригенный, карбонаты отсутствуют. Триасовые отложения продуктивны. Также чехол представлен зимней свитой (песчаники), левинской (глины), джангодской(песчаники), шараповской (пласт Ю11), китербютской (тогурская пачка), надояхинской(песчаники, пласт Ю10) свитами. Выше залегают породы верхней юры. Это лайдингская (глины), выемская (пласты Ю7-9), малышевская (песчаники, пласты Ю2-4) свиты. Далее - породы даниловской свиты (пласт Ю2, темно-серая не битуминозная глина). Выше располагаются меловые отложения аптской свиты (глины), в основании которой новопортовская толща. Берриас-готеривские породы представлены флишем, который состоит из 25 пластов. Выше пласты Тп1-Тп26. Первые тринадцать из них вмещают залежи газоконденсата. Далее залегают отложения альбского яруса яронгской свиты, представленные глинами (это конец нижнего мела). Выше - марресалинская свита, которая является аналогом уатской свиты. В среднем меле в сеноманском ярусе находятся пласты ПК1-10. Первые четыре из них слагает алеврито-песчанная толща, продуктивная на газ (Харасавейское, Бабаненковское месторождения). Выше - верхнемеловые отложения, представленные кузнецовской, березовской и ганькинской свитами (глины). Ганькинская свита -- это классическая покрышка для газа. Далее залегают нижне-, средне- и верхнепалеогеновые отложения, представленные глинисто-песчаной толщей. В верхнем палеогене новомихайловской свиты существует водоносный горизонт, из которого добывается питьевая вода.

Стратиграфия разреза Карской акватории: N 1 -альпийская складчатость (возраст 35 млн. лет); K2 -мезозоиды (возраст 60 млн. лет); P 2 - герцениды (возраст 300-350 млн.лет); S 2 - каледониды (возраст 400 млн. лет); Є 1 - байкалиды (возраст 570 млн. лет); далее PR.

Практически вся акватория Карского моря входит в состав Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. В ее пределах выделяются Южно-Карская газонефтеносная область с доказанной промышленной газоносностью меловых отложений и две перспективные нефтегазоносные области: Западно-Карская и Притаймырская. Кроме того, в пределы акватории частично заходят выявленные на прилегающей суше Южно-Ямальская и Ямало-Гыданская нефтегазоносные области (рис.). Все перечисленные области соответствуют надпорядковым тектоническим элементам Западно-Сибирской эпигерцинской плиты.

Газоносные комплексы Карской акватории: 1) нижнеюрский комплекс (джангорская свита); 2) среднеюрский комплекс (выемская, малышевская свиты); 3) нижнемеловой неокомский комплекс (новопортовская толща); 4) аптский комплекс (танапчинская свита); 5) сеноманский комплекс (марресалинская свита).

На территории Карской акватории выявлены месторождения: Ленинградское (запасы более 1 трлн м3), Русановское (запасы 780 млрд м3), Белоостровное; на территории сопредельной суши - Бованенковское, Штокмановское, Харасавейское месторождения.

Русановское газоконденсатное месторождение расположено на п-ве Ямал в 230 км северо-западнее от мыса Харасавэй. Открыто в 1989 году. Месторождение по запасам уникальное, имеет 7 продуктивных горизонтов и расположено в Южно-Карской впадине (Русановско-Ленинградский вал). Ловушка пластовая сводовая. Главный газоносный комплекс - меловые терригенные породы, сложенные песчаниками, алевролитами, аргиллитами с прослоями углей. Средние значения пористости 20-21%. Максимальный дебит газа на месторождении 529 тыс. м 3 /сут.

Ленинградское газоконденсатное месторождение открыто в альб-сеноманских отложениях, коллекторы которых преимущественно представленыалевритистыми песчаниками с пористостью более 20% и низкой и средней проницаемостью. Месторождение является многозалежным (свыше 10), залежи пластовые сводовые. Газ сухой, конденсат присутствует лишь в аптских отложениях. По предварительным оценкам месторождение относится к уникальным.

В заключение необходимо отметить, что акватория Карского моря обладает огромными потенциальными ресурсами углеводородного сырья, степень ее изученности на современном этапе недостаточна, поэтому, несмотря на неблагоприятные климатические условия освоения этого региона, необходимо ведение широкомасштабных поисково-разведочных работ, которые позволили бы превратить этот регион в крупную нефтегазодобывающую базу на севере России.

Акватория Анадырьского залива

Анадырьский залив -- залив Берингова моря между Чукотским полуостровом и берегом материка Азии. К западу от залива располагается Чукотско-Сихотэ Алинский пояс. Максимальная глубина акватории -- 105 метров. На побережье г. Анадырь. В залив впадает река Анадырь. Кора в акватории океанического типа. Разрез чехла представлен верхним мелом, палеогеном и неогеном. Флишоидные неогеновые толщи продуктивны.

Акватория входит в Анадырско-Навариинскую НГО Притихоокеанской НГП.

На территории акватории около 10 месторождений, 4 из них введены в разработку:

1) Верхнетелекайское нефтегазоконденсатное многопластовое месторождение имеет 4 залежи, которые располагаются в складке размером 2 * 7 километров и амплитудой 200 метров. Продуктивные отложения представлены флишевой формацией (туфо-песчаниками, туфо-вулканическими породами). Дебит нефти составляет 175 тонн в сутки, газа -- 140 тысяч м 3 /сутки.

2) Верхнеэчинское нефтяное месторождение имеет 8 продуктивных пластов, которые находятся в складке размером 12*2 километров и амплитудой 200 метров. Продуктивны отложения нижнего неогена. Дебит нефти 24 тонн в сутки.

3) Западно-Озерное газовое месторождение имеет 14 продуктивных пластов. Дебит газа 250 тысяч м3/сутки.

4) Ольховское нефтяное месторождения имеет две залежи. На месторождении пробурена одна скважина с дебитом нефти 4,2 тонн в сутки.

Перспективы нефтегазоносности Притихоокаенской НГП связаны с кайнозойскими отложениями. Общий потенциал ресурсов УВ невысокий и характеризуется преобладанием (до 70%) газовой составляющей.

Охотская нефтегазоносная провинция

Охотская НГП относится к Дальневосточной нефтегазоносной мегапровинции и включает акватории Охотского, частично Японского морей и примыкающие к ним земли Сахалинской, Магаданской и Камчатской областей. Площадь перспективных земель провинции составляет 730 тыс. км2, в том числе 640 тыс. км2 на акваториях.

Охотская НГП (рис. 2) располагается в зоне перехода от материка к океану и включает структуры разной генетической природы. Западным ограничением провинции являются Сихотэ-Алиньский и Охотско-Чукотский мезозойские вулканогенные пояса, восточным -- Камчатско-Курильская кайнозойская складчатая система. На юге, на акватории Японского моря, граница провинции условно проведена по поднятию Ямато. В центральной части провинции находится Охотский срединный массив.

Фундамент провинции гетерогенен. Осадочный чехол по вещественному составу это в основном терригенные и вулканогенно-осадочные образования позднемелового, палеогенового, неогенового и плиоцен-четвертичного возрастов.

Наиболее обширные области развития осадочной толщи находятся на суше и приурочены к западному побережью Камчатки и северной части Сахалина.

На Западной Камчатке осадочный разрез представлен терригенными породами палеоген-миоценового возраста. Эти структуры прослеживаются с суши в сопредельные районы акватории Охотского моря. На Сахалине (рис. 3), как и на Камчатке, осадочные отложения смяты в складки, образующие линейные протяженные антиклинальные и синклинальные зоны. Основную часть осадочной толщи слагают верхнемиоценовые отложения.

Для Охотской НГП чрезвычайно характерно периферийное размещение основных осадочных бассейнов, концентрирующих большую часть объема осадочного чехла. К их числу относятся Сахалинские прогибы, Западно- и Восточно-Дерюгинские, Ульянско-Лисянский, Северо-Охотский, Западно-Камчатский, Охотско-Колпаковский, Тинровский и др., Южно-Охотская глубоководная впадина.

В провинции открыто 72 месторождения нефти и газа, из них 60 на о-ве Сахалин, 8 на присахалинском шельфе и 4 на п-ве Камчатка. Добыча нефти (с 1928 г.) и газа (с 1956 г.) ведется только на о-ве Сахалин.

По современным представлениям о геологическом строении и условиях формирования и размещения месторождений нефти и газа в пределах Охотской НГП выделяются 8 нефтегазоносных областей, из которых половина - Северо-Восточно-Сахалинская, Южно-Сахалинская, Западно-Сахалинская и Западно-Камчатская - характеризуются доказанной нефтегазоносностью, а остальные Ульянско-Мареканская, Северо-Охотская, Центрально-Охотская и Южно-Охотская -- предполагаемой.

Для всех областей характерны общие нефтегазоносные, которые приурочены к меловым, палеогеновым и неогеновым отложениям. К последним относятся даехуринский (нижний миоцен), уйнинско-дагинский (средний миоцен) и окобыкайско-нутовский (средний миоцен-плиоцен) комплексы. Все они сложены, в основном, терригенными породами. Основными НГК являются Уйнинско-Дагинский и Окобыкайско-Нутовский.

Уйнинско-Дагинский НГК -- главный объект поисково-разведочных работ на Северном Сахалине, содержит 19 месторождений нефти и газа. Окобыкайско-Нутовский НГК находится на Северном и Южном Сахалине. На его территории находятся Изыльметьевское газовое и Одоптинское и Чайвинское нефтегазоконденсатные месторождения. В пределах Северо-Восточного побережья у шельфа размещено большинство месторождений нефти и газа.

К настоящему времени па северо-востоке Сахалина открыто около 100 месторождений, более 30 в прибрежных зонах шельфа. Глубина залежей меняется от 50 до 3300 м. Основные месторождения на суше (Окружное, Восточно-Дагинское, Восточно-Эхабинское, Охинское, Эхабинское, Эрри, Тунгорское, Колендинское, Паромайское, Шхунное, Некрасовское, Западно-Сабинское, Восточное Эхаби и др.) в значительной степени выработаны. Месторождения па шельфе отличаются большими запасами и более благоприятными условиями разработки (Лунское, Пильтун-Астохское, Аркутун-Дагинское, Одопту-море и др.). В Южно-Сахалинской НГО открыты три небольших месторождения газа: Восточно-Луговское, Южно-Луговское и Золоторыбинское.

Оператором проекта «Сахалин-1» является компания «Эксон Нефтегаз Лимитед». В суровых субарктических условиях она ведет освоение трех морских месторождений: Чайво, Одопту и Аркутун-Даги на северо-восточном шельфе о. Сахалин, расположенных на северо-восточном шельфе о. Сахалин. Объем извлекаемых запасов оценивается в 2,3 млрд баррелей нефти (307 млн тонн) и 17,1 трлн куб. футов природного газа (485 млрд куб. м). Проект «Сахалин-1» останется одним из крупнейших проектов с прямыми иностранными инвестициями в России. Первая скважина, давшая нефть, была пробурена «Сахалинморнефтегазом» на Аркутун-Даги в 1989 году. В январе 2011 нефтяная скважина месторождения Одопту-море, пробуренная под острым углом к поверхности земли, проекта Сахалин-1 с длиной 12 345 метров стала самой длинной скважиной в мир (самая глубокая Кольская сверхглубокая скважина). 28 августа 2012 на Чайвинском месторождении вновь был побит мировой рекорд по протяженности скважины, на данный момент протяженность самой длинной скважины составляет 12 376 метров.

Проект « Сахалин-2» предусматривает разработку двух шельфовых месторождений: Пильтун-Астохского (главным образом нефтяного месторождения с попутным газом) и Лунского (преимущественно газового месторождения с попутным газовым конденсатом и нефтяной оторочкой). «Сахалина-2» уже законтрактован покупателями, в основном в Японии.

В «Сахалин-3» входит четыре блока месторождений: Киринский , Венинский, Айяшский и Восточно-Одоптинский на шельфе Охотского моря . Прогнозные извлекаемые ресурсы превышают 700 млн т нефти и 1,3 трлн м? природного газа.

«Сахалимн-4» -- нефтегазовый проект, созданный для разработки лицензионных участков шельфа острова Сахалин. Лицензионный участок включает структуры (площадки): Медведь, Кролик, Северо-Эспенбергская, Таежная, Южно-Таежная, Тойская.

В 2004 г. на участке проекта «Сахалин-5» была пробурена первая поисково-разведочная скважина, вскрывшая залежь Пела Лейч. В 2005 г. проведено бурение поисково-разведочной скважины Удачная, также вскрывшей продуктивную залежь. Полученные данные подтвердили правильность направлений поиска и высокую перспективность Кайганско-Васюканского участка. В 2006 г. было завершено бурение поисковых скважин на структурах Южно-Васюканская и Савицкая.

Проект «Сахалимн-6» занимает самый крупный блок на сахалинском шельфе. Оценочные запасы составляют около 1 млрд тонн нефти.

Участки недр проекта «Сахалимн-7», перспективные на углеводороды, расположены на южном и юго-восточном шельфе Сахалина, в заливах Анивский и Терпения. По предварительным оценкам месторождения могут содержать до 563 млн тонн нефти.

Проект «Сахалимн-8» находится у юго-западных берегов Сахалина от мыса Крильон до мыса Тык в Александровск-Сахалинском районе. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют 642 и 289 миллионов тонн нефти.

Проект «Сахалимн-9» создан для разработки обширного участка шельфа, расположенного у юго-западных берегов Сахалина. Прогнозные извлекаемые ресурсы составляют соответственно 642 млн т и 289 млн т в нефтяном эквиваленте. Преобладающие глубины моря от 30 до 100 м, при отдельных глубоководных участках (до 500 м).

Эхабинское нефтяное месторождение (рис.4) открыто в 1936 г., разрабатывается с 1937 г. Эхабинская брахиантиклинальная складка имеет длину 6 км, ширину 2 км и амплитуду ловушки 250 м, асимметрична. На месторождении открыто восемь нефтяных залежей и одна газовая. Коллекторами для нефти и газа служат пески и песчаники, эффективная пористость которых в среднем по пластам составляет 17--18%. Проницаемость коллекторов изменяется от 4 до 155 мдарси. Эффективная мощность четырех пластов 12--24 м, остальных -- не превышает 9 %.Все залежи пластовые сводовые и, за исключением трех пластов, срезанные разрывом на восточном крыле.

Чайво-Море нефтегазоконденсатное месторождение расположено на северо-восточном шельфе о. Сахалина. Приурочено к безымянной седловине между Чайвинской и Пильтунской синклинальными зонами. Открыто в 1979г. Залежи контролируются брахиантиклинальной складкой простого строения размером 4x8 км по кровле нижненутовского подгоризонта и амплитудой до 150 м. Нефтегазоносные нижнемиоценовые отложения нижненутовского подгоризонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Установлена продуктивность 10 пластов-коллекторов. Глубина залегания верхнего пласта 1175 м, нижнего 2787 м. Пористость 19--25%, проницаемость 0,163-0,458 мкм2 t 68--87°С. Плотность нефти 0,832--0,913 г/см3. Плотность газа по воздуху 0,624-0,673.

Рис.2 Охотская нефтегазоносная провинция. Крупнейшие тектонические элементы обрамления: I - Охотско-Чукот-ский вулканогенный пояс, II -- Сихотэ-Алиньский вулканогенный пояс, III -- Центральнокамчатский мегантиклинорий.

Нефтегазоносные области: А -- Северо-Восточно-Сахалинская, Б -- Южно-Сахалинская, В -- Западно-Сахалинская, Г -- Западно-Камчатская, Д -- Ульянско-Мареканская, Е -- Северо-Охотская, Ж -- Центральноохотская, 3 -- Южно-Охотская.

Месторождения: 1 -- Пильтун-Астохское, 2 -- Чайво, 3 Лунское, 4 -- Изыльметьевское, 5 -- Восточно-Луговское, 6 -- Среднекунжикское, 7 -- Кшукское, 8 -- Нижнеквакчикское.

Рис.3. Обзорная карта размещения кайнозойских нефтегазоносных осадочных бассейнов Сахалина (элементы тектонического районирования по Радюшу В.М., 1998): 1 -- осадочные бассейны: 1 -- Байкальский (Байкальская впадина), 2 -- Валский (Валская впадина), 3 -- Погибинский (Погибинский прогиб), 4 -- Нышско-Тымский (Нышская и Тымская впадина), 5 -- Пильтунский (Пильтунская впадина), 6 -- Чайвинский (Чайвинская впадина), 7 -- Набильский (Набильская впадина), 8 -- Лунский (Лунская впадина), 9 -- Пограничный (Пограничная впадина), 10 -- Макаровский (Макаровский прогиб), 11 -- Дагинский (Дагинское поднятие), 12 -- Западно-Сахалинский (Александровский прогиб, Бошняковское поднятие, Ламанонский прогиб, Красногорское поднятие, Чеховский прогиб, Холмское поднятие, Крильонское поднятие), 13 -- Анивский (Анивский прогиб), 14 -- залив Терпения (прогиб залива Терпения), 15 -- Шмидтовский (Шмидтовское поднятие); 2 -- территория приложения компьютерной технологии прогнозирования в пределах Лунской впадины.

Рис. 4. Эхабинское нефтяное месторождение: 1 - изогипсы по кровле XIII пласта; 2 - контур нефтеносности; 3 - разрывы; 4 - нефть, 5 - газ, 6 - глинистые, 7 - песчаные породы.

Лаптевская перспективная нефтегазоносная провинция

Лаптевская нефтегазоносная провинция занимает большую часть акватории моря Лаптевых и приурочена к одноименной краевой плите. На западе провинция ограничена бесперспективными землями Таймырско-Североземельской складчатой системы, па востоке -- зонами неглубокого залегания мезозоид и более древних массивов, на юге -- складчатыми сооружениями ответвления мезозоид Северо-Востока России. На юго-западе она системой разрывных нарушений отделяется от Анабаро-Хатангской области, а на севере условно ограничивается изобатой 500 м.

Представления о строении этого региона основываются на гравимагнитных данных, материалах единичных сейсмических профилей и геологических наблюдений на суше.

Считается, что Лаптевская плита расположена на древнем массиве, являющемся одним из блоков Сибирской платформы, и в ее фундаменте преобладают архейские и нижпепротерозойские образования. В то же время высказывается мнение о гетерогенности основания Лаптевского бассейна.

В осадочном чехле провинции прогнозируется три структурно-формационных и соответствующих им перспективных нефтегазоносных комплекса. В состав нижнего комплекса входят отложения от верхнего протерозоя до среднего палеозоя включительно, представленные морскими и лагунными терригенными и терригенно-карбонатными отложениями, возможно с пластами галогенных пород. Мощность комплекса порядка 3 км. Средний комплекс включает терригенные отложения от позднепалеозойского до раннемелового возраста. Мощность его не более 3 км. Верхний (синокеанический) комплекс, мощность которого может достигать 4 км, имеет, по-видимому, возрастной интервал от позднего мела до кайнозоя включительно и характеризуется терригенным составом.

Новая информация о геологическом строении этого региона отсутствует, что затрудняет оценку перспектив нефтегазоносности.

Основными структурами, имеющими большой объем осадочного чехла и наиболее высокие перспективы, являются Южно-Лаптевская впадина и Усть-Ленский грабен: во впадине мощность осадочного чехла достигает 6 -8 км, в грабене мощность осадочного разреза до 4 км. На каждую из этих структур приходится примерно по 40% извлекаемых суммарных ресурсов области. Рифтогенная природа Усть-Ленского грабена и приуроченность к нему дельты Лены обуславливают его достаточно высокие перспективы.

Наибольшие перспективы в пределах провинции связываются с верхне-палеозойско-нижнемеловым перспективным комплексом, в котором ожидается до 47% ресурсов области. Он перспективен в пределах Усть-Ленского грабена и в Южно-Лаптевской впадине.

Акватории Восточно-Сибирского и Чукотского морей

Акватории Восточно-Сибирского и Чукотского морей частично расположены в Восточно-Арктической ПНГП, в Южно-Чукотской ПНГП и в Усть-Индигирской перспективной НГО.

Восточно-Арктическая перспективная нефтегазоносная провинция

Восточно-Арктической ПНГП приурочена к Восточно-Арктической краевой плите.На западе, юго-западе и юго-востоке она зонами неглубокого залегания мезозоид отделяется от Лаптевской, Усть-Индигирской и Южно-Чукотской ПНГО, а на северо-востоке продолжается за пределы российского сектора Чукотского моря. На основании результатов сейсмических исследований США предполагается наличие структурных связей этого региона с промышленно-нефтегазоносными районами арктического склона Аляски и допускается возможность объединения этих земель в единую провинцию.

Осадочный чехол провинции залегает на древнем гетерогенном фундаменте и имеет широкий возрастной диапазон -- от позднего протерозоя до кайнозоя включительно. Мощность его изменяется от 1 -- 3 км на поднятиях до 5 -- 8 км в прогибах. В его составе предполагается три перспективных нефтегазоносных комплекса. Нижний (верхнепротерозойско-среднепалеозойский) представлен преимущественно морскими терригенно-карбонатными отложениями. Средний комплекс (верхнепалеозойско-нижнемеловой) сложен морскими терригенными и терригенно-карбонатными отложениями. Верхний комплекс (верхнемеловой-палеогеновый) терригенный.

В пределах провинции выделяются две обширные области поднятий (так называемая глыба Де-Лонга и Северо-Сибирская область поднятий) и система окаймляющих и разделяющих их прогибов (Новосибирский, Северный, Северо-Чукотский прогибы и Восточная впадина).

В пределах глыбы Де-Лонга все ресурсы прогнозируются в верхнепротерозойско-среднепалеозойском комплексе, а в прогибах перспективны все три комплекса, при этом основная часть ресурсов ожидается в верхнепалеозойско-нижнемеловом комплексе (65 -- 76% ресурсов всех этих структур).

Значительную часть Северо-Чукотской ПНГО занимает Восточно-Сибирская область поднятий, которая в связи со слабой изученностыо оценена качественно. Предполагаотся, что осадочный чехол ее залегает па байкальском фундаменте, а перспективными в его разрезе могут быть верхнепалеозойсно-нижнемеловые отложения. Основная часть ресурсов прогнозируется в Северо-Чукотском прогибе и Восточной впадине, мощность осадочного чехла в которых достигает 6 -- 8 км. Перспективы нефтегазоносности связываются со всеми тремя комплексами, при этом основным (более 50% ресурсов) предполагается верхнепалеозойско-нижнемеловой.

Южно-Чукотская перспективная нефтегазоносная провинция

Южно-Чукотская ПНГП занимает южную часть Чукотского моря и частично заходит в пределы Восточно-Сибирского моря, а на северо-востоке продолжается за пределы российского сектора Чукотского моря. Провинция приурочена к межгорным прогибам Верхоянско-Чукотской мезозойской складчатой системы.

В разрезе мегапрогиба нефтегазоносность связывается с нижне-меловым и верхнемеловыми - палеогеновым комплексами. Основной объем последнего составляют палеогеновые отложения.

Южно-Чукотская ПНГП обладает сравнительно невысокими перспективами. Прогнозные ее ресурсы примерно поровну распределяются между верхним и нижним перспективными комплексами, причем более 55% извлекаемых суммарных ресурсов, по-видимому, составит газ. Почти все ресурсы приурочены к глубинам моря 10 -- 50 м.

Усть-Индигирская ПНГО расположена в южной части Восточно-Сибирского моря. Усть-Индигирская область, также как и Южно-Чукотская провинция, приурочена к межгорным прогибам Верхоянско-Чукотской мезозойской складчатой системы. Южный мегапрогиб, являющийся основной структурой Усть-Индигирсксй ПНГО, отделен на севере от Восточно-Арктической провинции зоной погребенных передовых хребтов мезозоид. Предполагаемая мощность осадочного чехла в нем порядка 4 км.

Нефтегазоносность в области связана с нижнемеловым комплексом мощностью около 1,5 км и верхнемеловым-палеогеновым комплексом мощностью 2 -- 2,5 км. В южном мегапрогибе основную роль в разрезе верхнего комплекса играют, по-видимому, верхнемеловые отложения.

Перспективы области оцениваются сравнительно невысоко.

Размещено на Allbest.ru

Подобные документы

Количество добытой нефти и газа на Тишковском месторождении, его литология и стратиграфия. Нефтеносность петриковской и елецко-задонской залежи. Подсчет и пересчет запасов нефти и растворенного газа межсолевых и подсолевых залежей месторождения.

курсовая работа , добавлен 17.11.2016


Определение провинции. Их виды по месту расположения и тектоническим признакам. Характеристика нефтегазовых провинций РФ и стран СНГ. Объём залежей нефти и газа, количество добычи, крупнейшие месторождения, время их эксплуатации, геологическое строение.

реферат , добавлен 12.02.2015


Характеристика Сосновского нефтяного месторождения в Беларуси. Количество запасов, сбор и транспорт нефти и газа. Краткая характеристика стратиграфии и литологии осадочного разреза месторождения. Тектоническая характеристика продуктивных горизонтов.

реферат , добавлен 29.12.2010


Геологическое строение и нефтегазоносность района. Литолого-стратиграфическая и геофизическая характеристика продуктивной части разреза. Подсчет запасов нефти и растворенного газа залежи евлановско-ливенского горизонта Ковалевского месторождения.

курсовая работа , добавлен 15.01.2014


Геологическое строение месторождения: стратиграфия, тектоника, общая гидрогеологическая обстановка, нефтегазоносность, физико-химическая характеристика нефти и газа. Анализ структуры фонда скважин, состояния выработки запасов пласта, величины нефтеотдачи.

дипломная работа , добавлен 19.09.2011


Геологическое строение месторождения Акинген. Запасы нефти и растворенного газа. Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и их продуктивности. Характеристика толщин, коллекторских свойств продуктивных горизонтов и их неоднородности.

дипломная работа , добавлен 08.02.2015


Первомайское нефтяное месторождение. Геологическое строение района работ. Литологическая характеристика коллекторов продуктивного пласта. Гранулометрический и петрографический составы. Свойства пластового флюида. Запасы нефти и растворенного газа.

дипломная работа , добавлен 14.09.2014


Геолого-физическая изученность месторождения. Литолого-стратиграфическое описание разреза. Тектоническое строение месторождения. Геологическое обоснование доразведки залежей и постановки дополнительных разведочных работ. Степень изученности залежей.

отчет по практике , добавлен 26.04.2012


Геологическое строение месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза, тектоника и газоносноть. Физико-химическая характеристика газа. Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения. Основные проектные показатели.

курсовая работа , добавлен 23.11.2013


Геологическое строение месторождения. Коллекторские свойства продуктивных объектов. Свойства и состав нефти, газа и воды. Схема разработки месторождения. Характеристика показателей способов эксплуатации скважин. Экономический эффект от внедрения якоря.

Нефтегазоносность фундаментов, древних осадочных комплексов пород и примеры блокового строения нефтегазоносных бассейнов

Проявления и промышленные залежи нефти и газа известны в породах фундаментов и базальных горизонтов осадочных бассейнов США, Венесуэлы, Ливии, Марокко, Египта, Австрии, Югославии, Венгрии, стран СНГ, Китая и в недрах других государств.

Фундаменты тектонотипов платформенных областей, краевых и подвижных систем характеризуются разными по составу и возрасту комплексами пород. Углеводородные скпления выявлены в гнейсах, сланцах, кварцитах и прочих метаморфитах, вулканогенных образованиях и, конечно, в гранитоидах и корах их выветривания. Подсчитано, что к последним приурочено около 40% от числа залежей, открытых в породах фундаментов , а если учесть их объем, то с гранитоидами связано более 3/4 запасов углеводородов в фундаментах нефтегазогеологических объектов .

Когда рассматриваются вопросы нефтегазоносности пород фундамента, сопутствующих им кор выветривания и базальных горизонтов чехла, обычно основное внимание сосредотачивается на роли зон разломов в формировании коллекторов и залежей УВ . Приводятся примеры разных по строению месторождений нефти и газа, нефте- и битумопроявлений, выходов горючих газов так или иначе приуроченных к системам глубинных нарушений, закономерно делящих земную кору на разновеликие блоки. В современной геологической структуре планеты часть таких блоков лишена осадочного покрова и на дневной поверхности выступает в виде щитов и массивов, сложенных комплексами кристаллических пород, другая часть блоков перекрыта осадками разного состава, толщина которых изменяется в зависимости от условий их развития и гипсометрического положения, и на дневной поверхности проявляется в виде тектонических элементов различного масштаба и морфологии .

Активные гидротермальные и дегазационные процессы протекают в зонах разломов не только континентов, но и в рифтовых системах срединно-океанических хребтов, чаще всего лишенных осадочного слоя.

Таким образом, зоны глубинных разломов, особенно обновленные современными движениями, - “кровеносная система”, по которой происходит флюидо- и теплообмен в земной коре, способствующий генерации УВ и их последующему онтогенезу. С разломами во многом связаны процессы формирования зон нефтегазонакопления, резервуаров и залежей нефти и газа, а также пространственное размещение последних.

И.М. Шахновский, рассматривая условия нефтегазоносности пород фундамента, отмечает, что в блоках фундамента, перекрытых отложениями чехла, нефтегазоносность чаще всего приурочена к коре выветривания, мощность которой достигает 50-80 м, но обычно не превышает 10-15 м . Для образующихся здесь вторичных коллекторов характерны сложные причудливые очертания и резкая изменчивость свойств в пространстве. Для резервуаров, формирующихся в зонах разломов, характерна линейная форма. Соответственно коллекторы в корах выветривания подразделяются на площадные, линейные и смешанного типа. Автор приводит характеристики месторождений с залежами нефти и газа в различных по составу, мощности и глубине залегания корах выветривания молодых и древних фундаментов. Это месторождения, открытые в Центральном Техасе США (Орф и др.), Венесуэле (Ла-Пас, Мара), Алжире (Хасси-Мессауд), Казахстане (Оймаши) и другие.

К.Е. Веселов и И.Н. Михайлов приводят статистические данные о месторождениях нефти и газа, открытых в породах фундамента в Австралии, на островах Тихого океана, в Азии, Африке, Европе, Америке . Обычно наблюдается плановое соответствие нефтегазоносных площадей в фундаменте и в осадочном чехле; редко скопления УВ обнаруживаются только в фундаменте. Акцентируется внимание на теоретических аспектах поисков залежей нефти и газа на больших глубинах в породах фундамента (в фундаменте существуют развитые, постоянно обновляемые, горизонтальные и вертикальные системы трещин, которые в пределах платформ отражают их сложную многопорядковую разломно-трещинно-блоковую структуру). Образование последней объясняется с позиций тектоники глобального рифтогенеза. В этой концепции гармонично сочетаются фиксистские и мобилистские представления о тектогенезе, позволяющие обоснованно рассмотреть развитие земной коры и образование ее трещинно-блоковой делимости. Особое внимание уделяется трещинообразованию. В зависимости от масштабов его проявления системы трещин могут соединять не только разные горизонты осадочного чехла, но и проникать глубоко в породы фундамента, способствовать миграции флюидов и формированию залежей УВ в геологической среде, традиционно считавшейся неперспективной. Трещинно-блоковое строение коры приводит к тому, что в зависимости от местоположения одни и те же породы могут быть как монолитно-непроницаемыми, так и хорошими вторичными коллекторами, пористость которых определяется трещиноватостью и действием разных физико-химических процессов. Известные в породах фундамента месторождения нефти и газа - не случайность (хотя в подавляющем большинстве своем открыты они случайно!), а проявление определенной закономерности, позволяющей предполагать на больших глубинах огромные скопления УВ. Основными объектами поисков должны стать трещинно-разломно-блоковые структуры континентальной коры, которые должны иметь большие вертикальные и ограниченные горизонтальные размеры. Трещинообразование в твердых породах и на больших глубинах - широко распространенный геологический процесс, способствующий нефтегазонакоплению .

В.Л. Шустер приводит сведения (состав пород, запасы и дебит скважин, толщина нефтенасыщенной части разреза, коллекторские свойства) о некоторых нефтяных и газовых месторождениях, открытых в кристаллических породах на территории Ливии, Египта, Индии, Бразилии, Венесуэлы, США и Казахстана. Месторождения, как правило, многопластовые, залежи частично или полностью литологически и (или) тектонически экранированы, располагаются в нормально осадочных породах и в трещиноватых гнейсах, гранитах, гранодиоритах, гранофирах, порфиритах фундаментов разного возраста. Комплексы пород фундаментов Западно-Сибирской плиты, Сибирской платформы, на территории арктических и северо-восточных морей, Дальнего Востока могут быть новыми перспективными объектами поисков залежей нефти и газа.

Формирование скоплений УВ в пределах фундамента обязано взаимодействию двух встречных потоков: глубинных паров, газов и тепла, стремящихся снизу из недр земли и охлажденного органического минерального вещества, опускающегося сверху в недра. Миграции флюидов и возникновению термобарических условий для образования УВ способствуют зоны проницаемости, приуроченные к глубинным разломам. Разломы также контролируют образование разных структур и связанных с ними ловушек, преобразование плотных гранитоидов в трещиноватые, распространение коллекторов и покрышек. Эти требования отвечают условиям нефтегазонакопления как в кристаллических породах фундамента, так и в отложениях чехла. Генезис УВ для промышленного использования нефти и газа существенного значения не имеет .

Нефтяные месторождения, связанные с коллекторами в гранитоидах, известны в России, Казахстане, Ливии, Китае, Индии, США, Канаде. Подавляющее большинство их приурочено к зонам выветривания небольшой мощности.

На этом “фоне” показательны строение и условия нефтеносности месторождения Белый Тигр, расположенного в Меконгской (Кыулонгской) впадине на шельфе Южного Вьетнама . На месторождении изначально продуктивным считался кайнозойский осадочный чехол, в котором нефтеносными являются песчаники нижнего олигоцена и нижнего миоцена, пока в 1988 г. в “свежих” мезозойских гранитоидах фундамента не была открыта уникальная нефтяная залежь. Здесь сосредоточено до 70% начальных геологических запасов категорий С 1 +С 2 . Исключителен объем нефтенасыщенных гранитоидов - высота залежи свыше 1300 м и высоки значения фильтрационных свойств пород, что позволяет получать из них более 90% общей добычи нефти. И это при том, что скважинами, пробуренными на глубины свыше 5000 м, ВНК (в общепринятом толковании) так и не установлен!

Структура месторождения Белый Тигр представляет собой горстообразное поднятие, разновеликие блоки которого образовались в период активизации палеогеновых движений вдоль конседиментационных сбросов северо-восточного простирания. Амплитуда их по поверхности фундамента 1500-1600 м и более, в чехле она понижается и в отложениях верхнего олигоцена уже не превышает 400-500 м; смещения по другим сбросам редко достигают 150-200 м. По кровле фундамента поднятие четко делится на три основных части блока, представленных Южным, Центральным (наиболее приподнятым) и Северным сводами, которым, в свою очередь, свойственна более дробная делимость. Размерность поднятия: длина - несколько десятков километров, ширина и высота - более 1.5 км, отметка замка - 4650 м (рис. 51) .

Рис. 51. Расположение основных месторождений шельфа Южного Вьетнама и

структурно-тектоническая схема поверхности фундамента месторождения Белый Тигр

1 - границы тектонических структур; 2 - месторождения; 3 - основные разломы; 4 – изогипсы поверхно­сти фундамента, км; 5 - скважины. Месторождения: БТ - Белый Тигр, ДХ - Дайхунг, ДР - Дракон, ТД - Тамдао.

Мощность кайнозойского чехла изменяется от 3000 м на поднятых блоках и до 8000 м в пределах опущенных блоков. Фундамент сложен гранитами, гранодиоритами, кварцевыми диоритами; коэффициенты монопородности блоков - 0.73; 0.57 и 0.8. Характерны дайки и лавовые покровы (диабазы, базальты и т.п.) над фундаментом.

Емкостные и фильтрационные свойства обусловлены вторичной пустотностью трещинного, каверно-трещинного и блокового типов; на приточность флюида наиболее сильно влияет трещиноватость пород.

Нефтяная залежь “разбита” по блокам фундамента на разных гипсометрических уровнях и экранируется верхне- и нижнеолигоценовыми глинисто-аргиллитовыми породами мощностью от 5-20 до 40-60 м, на участках, где покрышка маломощна, притоки нефти обычно невелики или отсутствуют. Здесь, возможно, происходит переток УВ из пород фундамента в отложения нижнего олигоцена. Максимальная глубина доказанного нефтенасыщения - 4350 м, предполагаемого - 4650 м .

Нефтеносность пород фундамента установлена и на других структурах Меконгской впадины - блоки Дракон, Тамдао, Баден, Биви, крупные запасы прогнозируются на месторождении Дайхунг в Южно-Коншонской впадине.

О.А. Шнип , рассмотрев условия нефтегазоносности фундаментов, предлагает геологические критерии оценки перспектив пород фундамента на нефть и газ:

1. Гранитоиды – наиболее вероятная группа пород фундамента, способная аккумулировать и сохранять промышленные скопления углеводородов.

2. Пути миграции флюидов связаны с трещиновато-разломными зонами и с другими системами пустотного пространства, которые могут возникать в фундаменте.

3. Коллекторы в фундаменте образуются под влиянием разрывной тектоники и гипергенных воздействий, которые способствуют образованию пустотного пространства в любых породах.

4. Покрышками залежей нефти и газа в фундаменте служат горизонты непроницаемых пород осадочного чехла. Изолирующими комплексами могут быть и непроницаемые породы фундамента.

5. Приуроченность промышленных скоплений нефти и газа к фундаментам осадочных бассейнов.

6. Размещение скоплений углеводородов в выступах фундамента, возвышающихся над его кровлей на десяти, сотни и более метров.

7. Углеводородные включения в минералах гранитоидов.

8. Глубины залегания пород фундамента от 3.5 до 4.3 км.

9. Наличие зон нефтегазообразования на доступном для миграции УВ расстояния.

В.Л. Шустер, Ю.Г. Такаев , охарактеризовав строение месторождений нефти и газа в кристаллических образованиях Америки, Африки, Европы, Австралии, Азии, Китая, Индонезии и Вьетнама, также останавливаются на проблеме критериев оценки нефтегазоносности. Ссылаясь на известных авторов, давно занимающихся вопросами нефтегазоносности пород фундаментов и древних толщ. (Е.Р. Алиева и др., 1987; Е.В. Кучерук, 1991; Б.П. Кабышев, 1991; Р. Шерифф, 1980, 1987; и др.), они указывают следующие показатели нефтегазоносности фундаментов:

Залегание скоплений углеводородов в фундаментах ниже региональных поверхностей несогласия;

Резкая расчлененность рельефа фундамента;

Глубина залегания или нахождения скоплений УВ в фундаменте не может превышать глубины подошвы осадочного слоя в депрессиях бассейнов;

Структурный фактор (наиболее перспективны валы и выступы фундамента), в т.ч. наличие зон разломов;

Гидрогеологические условия сохранности скоплений нефти и газа;

Наличие пустотности в кристаллических породах.

Анализ предложенных критериев и показателей оценки нефтегазоносности пород фундаментов разных тектонотипов показывает, что большая часть их принципиально не отличается от признаков и условий нефтегазоносности и набора тектонических, литологических, гидрогеологических и геохимических показателей и критериев нефтегазонакопления и сохранности залежей углеводородов, обычно применяемых для оценки перспектив осадочных басейнов на нефть и газ. И в фундаменте, и в чехле в конечном счете главное – коллектор и покрышка! В формировании ловушек углеводородов важнейшую роль играют разломно-блоковые структуры, которые обусловили эрозионно-тектонический рельеф и региональные поверхности несогласия. И, кроме того, разломно-блоковые (межблоковые!) системы безусловно контролируют размещение в земной коре львиной доли месторождений нефти и газа.

Тектонический фактор в совокупности процессов, определяющих геологическую среду и ее нефтегазоносность, является ведущим. Именно тектогенез обусловливает развитие различных по масштабу, строению и возрасту осадочных нефтегазоносных бассейнов и их зональное распределение в земной коре . Его роль проявляется на всех уровнях прогноза и поиска месторождений нефти и газа. При этом тектонический режим, формируя (слоисто-) блоковую структуру бассейна, контролирует образование и размещение УВ в разрезе и по площади территории. Интенсивность и направленность структуроформирующих движений прямо или опосредованно воздействуют на обстановку и масштабы осадконакопления, степень изменения пород, тип и характер преобразования ОВ, области питания и разгрузки пластовых вод, изменение во времени геотермического градиента, региональные направления перетока флюидов и на другие процессы, сопровождающие или определяющие нефтегазоносность.

Установлен факт блокового контроля над формированием и размещением многих полезных ископаемых. Вполне очевидно, что глубинные нарушения, составляющие основу межблоковых (граничных) систем, представляют собой зоны подвижного сочленения разделяемых ими блоков и обусловливают определенную их автономность и специфику нефтегазоносности.

Как правило, блоковые и межблоковые системы более контрастно проявляются в структуре фундамента и нижней части осадочного чехла, чем в его верхней. На дневной поверхности они часто отражены складчатыми (пликативными) структурными формами (валы, прогибы и т.п.), нередко контролируемыми конседиментационными разломами.

В этом смысле показательно, например, строение восточной части Русской платформы, где на территории Башкортостана выделены регионально протяженные конседиментационные грабенообразные прогибы, контролирующие линейно выраженные зоны нефтегазонакопления (Е.В.Лозин, 1994) (рис. 52) .

Рис. 52. Карта изопахит кыновско-пашийской толщи осадков

1 - изопахиты, м; 2 - западная граница складчатого Урала; 3,4- границы выклинивания: пашийских (3) и кыновских (4) отложений; 5,6- зоны дизъюнктивов (ГП): установленных, предполагаемых; 7 - администра­тивная граница

Прослеживается геохронологическую последовательность и связь механизма образования грабенообразных прогибов с древней рифтовой структурой рифея-венда и указываются структурные предпосылки формирования возможных зон нефтегазонакопления, обусловленные блоковыми движениями. Эти предпосылки вполне могут быть применимы и к другим платформам, где предполагается нефтегазоносность древних толщ (рис. 53) .

Рис. 53, Структурно-тектоническая схема эйфельско-раннефранского подэтажа

Проблема нефтегазоносности древних толщ Восточно-Европейской (Русской) платформы связывается со структурно-тектоническими условиями, стратиграфией венд-кембрийского комплекса пород, более изученного, чем рифейские отложения, признаками нефтегазоносности (притоки докембрийских нефтей, полученные в скважинах Даниловской площади в центральной части Московской синеклизы, на территории Удмуртии, Башкортостана, Кировской и Пермской областей - площади Очер, Сива, Соколовская и др.), нефтематеринскими породами (нефтематеринский потенциал и время его реализации; черные аргиллиты - “вендский доманик” и темноцветные глины, обогащенные битумоидами, Московской синеклизы), коллекторами и покрышками (соответственно песчаные и глинистые пачки венд-кембрийского комплекса в Московской и Мезенской синеклизах; наиболее регионально выдержанная покрышка - глинистые отложения редкинской (усть-пинежской) свиты), ловушками (структурная и литологическая дифференциация древних толщ предполагает формирование ловушек разных типов). Тектонотипом ловушек, связанных с блоковым строением Камско-Бельского, Среднерусского, Московского и других авлакогенов, могут быть ловушки Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления в рифейских и вендских отложениях Сибирской платформы . Анализ предпосылок нефтегазоносности древних толщ Восточно-Европейской (Русской) платформы указывает на наличие всех критериев вероятной продуктивности, присущих нефтегазоносным бассейнам; важно лишь найти зоны их благоприятного сочетания .

Тимано-Печорская НГП характеризуется в плане чередованием дислоцированных мобильных зон и относительно просто построенных стабильных областей. Структуры осадочного чехла повторяют вверх по разрезу в сглаженной форме основные черты строения фундамента, расчлененного глубинными разломами на блоки. Различные конфигурация, размеры и ориентировка поднятых и сопряженных с ними опущенных блоков обусловили глыбово-блоковое строение в стабильных областях и линейно-блоковое в мобильных зонах. Стабильные геоблоки в большей степени нефтеносные, мобильные - газоносные (рис.54)].

Рис.54. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция .

1-4 - границы структур: 1 - крупнейших, 2 - крупных, 3 - средних, 4 - крупные структуры.

А - Тиманская гряда: I - Восточно-Тиманский мегавал, II - Цилемско-Четласский мегавал, III - Канино-Северо-Тиманский мегавал. Б - Печорская синеклиза: IV - Омра-Лузская седловина, V - Ижемская впадина, VI - Нерицкая монокли­наль, VII - Малоземельско-Колгуевская моноклиналь, VIII - Печоро-Кожвинский мегавал, IX - Денисовский прогиб, X - Колвинский мегавал, XII - Лодминская седловина, XIII - Варандей-Адзьвинская структурная зона. В - Предуральский краевой прогиб: XIV - Полюдовское поднятие, XV - Верхнепечорская впадина, XVI - Средне-Печорское поднятие, XVII - Большесынинская впадина, XVIII - поднятие Чернышева, XIX - Косью-Роговская впадина, XX - поднятие Чернова, XXI - Коротаихинская впадина, XXII - Пайхойское поднятие. Г - Уральский кряж.

Несомненно тектоническая активность блоков влияет на их нефтегазоносность. И это, конечно, обусловлено двумя главными видами показателей, группы признаков которых характеризуют как структуру собственно блоков, так и перекрывающих их отложений чехла, в которых находятся нефтегазоносные объекты - НГК разной масштабности.

К тектонически активным - мобильным блокам приурочено более половины (56%) выявленных месторождений и залежей (65%) . С ними связана значительная часть крупных и крупнейших по геологическим запасам месторождений. Большая часть потенциальных ресурсов УВ: нефти до 70%, газа около 90% - сосредоточена в пределах мобильных геоблоков, где концентрация в среднем в 3-3.5 раза выше, чем в стабильных.

Мобильные мегаблоки характеризуются набором общих черт нефтегазоносности, хотя при детальном сравнении их между собой отмечаются определенные отклонения. Показательным в качестве примера является Предуральский мегаблок, отличающийся аномальным строением земной коры. В осадочном чехле, перекрывающим мегаблок, концентрируется более половины прогнозных ресурсов газа НГП. Эта величина может быть обусловлена сравнительной молодостью высокоинтенсивных ловушек и приуроченных к ним залежей, что в свою очередь объясняется своеобразным геодинамическим режимом мегаблока в заключительные стадии развития Тимано-Печорского бассейна .

В Тимано-Печорском бассейны границы ОНГО в стратиграфическом диапазоне нижнего силура - нижней перми и (или) резкой смены их продуктивности в целом также совпадают с границами крупных долгоживущих блоков земной коры. При этом наибольшая продуктивность характеризует блоки, испытавшие в геологической истории длительное устойчивое погружение - вне зависимости от их последующей инверсии - Предуральский прогиб, Печоро-Колвинский авлакоген, Варандей-Адзъвинская зона (в последней продуктивность ОНГО несколько меньше в следствие менее последовательного, менее устойчивого погружения, иногда сменявшегося подъемом). Размещение ЗНГН в бассейне также в основном подчиняется двум направлениям, ограничивающим основные блоки: субтиманскому и субуральскому; при этом ЗНГН, как правило, отвечают либо самым крупным линейным блокам, после длительного погружения претерпевшим частичную инверсию (Колвинский мегавал, Лайский вал и другие), либо границам крупных линейных блоков (Шапкино-Юряхский вал, вал Сорокина и другие).

В результате анализа распределения прогнозных ресурсов нефти и газа установлены корреляционные зависимости между строением блоков консолидированной земной коры и структурой перекрывающих их образований осадочного чехла. При прогнозе нефтегазоносности на региональном, зональном и, частично, на локальном уровнях должно учитываться не только строение собственно осадочного тела, слагающего НГБ и его отдельные части, но и всей толщи земной коры и происходящих в ней процессов, в той или иной степени влияющих на характер нефтегазоносности осадочной оболочки и стадий онтогенеза УВ, происходящих в ней .

В Прикаспийской впадине на всех этапах ее развития прослеживаются дискретные дифференцированные движения блоков фундамента, отраженные в осадочном чехле. Унаследованность древнего структурного плана доказана бурением на таких поднятиях как Тенгиз и Карачаганак, приуроченных к приподнятым блокам фундамента. К пограничным зонам блоков впадины могут быть приурочены разнотипные тектонически экранированные ловушки, а также надразломные и приразломные локальные поднятия .

Обобщение материалов, накопленных украинскими геологами в результате поисков нефти и газа в Днепрово-Донецкой впадине, Причерноморье, Крыму, Волыно-Подолии и других районах Украины, позволило им охарактеризовать роль разломной тектоники в формировании нефтегазоносных провинций (НГП) и областей (НГО), размещении зон нефтегазонакопления и месторождений УВ . Влияние блоковой составляющей структуры бассейна отражено в его нефтегазогеологическом районировании (рис. 56).

Интерес к нефтегазоносности кристаллического фундамента, а, соответственно и к блоковому его строению значительно возрос в связи с обнаружением «… сначала на площади Ахтырского нефтепромыслового района в Сумской области (скв. Хухринская – 1), а затем на участке Юльевской зоны в Харбковской оюласти в нескольких скважинах были обнаружены промышленные скопления нефти и газа, сосредоточенные непосредственно в верхних частях кристаллического фундамента на глубине более 250 м от его поверхности» . Примечателен вывод об участках Днепрово-Донецкой впадины, наиболее благоприятных для концентрации нефти и газа, тяготеющих к зонам долго живущих региональных разломов в основном северо-западного (305 0 -315 0) и северо-восточного (35 0 -45 0) направлений и к узлам их пересечений .

Рис. 55. Схема нефтегеологического районирования северного борта ДДА по осадочному чехлу и верхней трещиноватой зоне пород фундамента (по И.И. Чебаненко, В.Г.Демьянчуку,В.В. Кроту и др. (по данным с упрощениями автора)).

1 - граница Днепровско-Донецкой газонефтеносной области по осадочному чехлу (по изогипсе - 1 км по поверхности фундамента); 2 - северное краевое нарушение; 3 - тектонические нарушения (а - основные в по­родах фундамента, 6 - второстепенные); месторождения: 4 - нефтяные, 5 - нефтегазовые, 6 - газовые, 7 - пара­метрическая Сотниковская скв. 499.

Анализ данных ГСЗ по Западно-Сибирской плите и степени консолидации земной коры в ее пределах позволяет выделить блоки, разграниченные глубинными разломами, выявить их связь с верхней мантией, рассмотреть строение осадочного чехла и распределение месторождений нефти и газа в зависимости от типа блока. Большинство месторождений приурочено к блокам, которым соответствуют останцы древних складчатых комплексов, минимальное количество месторождений расположено в пределах блоков, соответствующих положению грабен-рифтов и зонам глубокой тектонической переработки . Наиболее отчетливо блоковое строение выражено в домезозойском основании плиты. Типичным примером блоковой структуры является Малоичский палеозойский выступ, расположенный в Нюрольской впадине . Он состоит из различных по величине блоков, разделенных разломами. Скважины, давшие притоки и фонтаны нефти, расположены в разных блоках, в основном наиболее приподнятых. Скважины, пробуренные непосредственно в зонах разломов, притоков обычно не дают. Рассматривая другие подобные примеры, можно сделать вывод - “... разломы не только способствуют проникновению УВ в породы-коллекторы, но и могут быть причиной расформирования залежей при последующих тектонических подвижках” . Обобщение материалов по Западной Сибири в целом показало, что для формирования скоплений УВ в осадочных отложениях земной коры имеют значение преимущественно длительно развивавшиеся “открытые” глубинные разломы. “Залеченные” разломы, заполненные минеральным веществом, не могли быть путями вертикального перемещения УВ.

Блоковая делимость литосферы – главный контролирующий фактор размещения полезных ископаемых в земной коре. Вполне вероятно и то, что блоковая делимость литосферы определяет генетические условия образования и формирования минеральных и энергетических полезных ископаемых .

17. Нетрадиционные виды и источники углеводородного сырья и

проблемы их освоения

Ресурсы УВ в недрах огромны, но лишь малая их часть, относимая к традиционным, изучается. За пределами исследований, поиска и освоения остается резерв ресурсов нетрадиционного УВ сырья, по объему на 2-3 порядка превышающий традиционный, но все еще мало изученный. Так, ресурсы метана в гидратном состоянии, рассеянного только в донных отложениях Мирового Океана и шельфов на два порядка (в нефтяном эквиваленте) превышают традиционные ресурсы УВ. Около 8-10 4 млрд. т н. э. метана содержатся в водорастворенных газах подземной гидросферы, причем только в зоне учета ресурсов УВ - до глубин 7 км. Огромны объемы практически разведанных ресурсов нефтяных песков - до 800 млрд. т н. э. в отдельных регионах мира - Канада, Венесуэла, США и другие .

В отличие от подвижной в недрах, традиционной части ресурсов нефти и газа, извлекаемых современными технологиями, нетрадиционные ресурсы плохо подвижны или неподвижны в пластовых условиях недр. Для их освоения нужны новые технологии и технические средства, увеличивающие себестоимость их поиска, добычи, транспорта, переработки и утилизации. Не все виды нетрадиционного сырья ныне технологически и экономически доступны к промышленному освоению, но в энергодефицитных регионах, а также в бассейнах с истощенными добычей запасами и развитой инфраструктурой отдельные виды нетрадиционного сырья могут стать основой современного эффективного топливно-энергетического обеспечения.

Основной прирост традиционных запасов нефти и газа в мире и, особенно, в России идет ныне на территориях с экстремальными условиями освоения - Арктика, шельфы, удаленные от потребителей географо-климатически неблагоприятные регионы и другое. Затраты на их освоение столь велики, что, в период перехода на новые сырьевые базы, освоение нетрадиционных резервов сырья, окажется не только неизбежным, но и конкурентноспособным .

Важность всестороннего и своевременного изучения нетрадиционных ресурсов УВ особенно очевидна, если учесть, что более половины всех учтенных, в качестве традиционных, запасов нефти в России, представлены их нетрадиционными видами и источниками. Следовательно, нельзя считать корректным тот уровень обеспеченности запасами нефтедобычи в России, который ныне рассматривается на основе суммы традиционных и нетрадиционных запасов, поскольку значительные их объемы не отвечают условиям рентабельного освоения.

Любая нефтегазоносная провинция в ходе освоения подходит к стадии истощения. Своевременная подготовка к разработке дополнительных резервов в виде нетрадиционных источников УВ позволит длительное время поддерживать уровень добычи с рентабельными экономическими показателями. В настоящее время степень выработанности большинства крупных разрабатываемых месторождений в России, в основном, превышает 60% и, примерно 43% общей добычи осуществляется из крупных месторождений со степенью выработанности 60-95%. Современная добыча нефти в России ведется в регионах с высокой степенью истощения запасов. Переход на освоение новых сырьевых баз в арктических и восточных акваториях, требует резерва времени и сверхнормативных капитальных затрат, к которым экономика России ныне не готова. Одновременно во всех НГБ, даже с глубоко истощенными запасами, имеются значительные резервы нетрадиционных ресурсов УВ, рациональное и своевременное освоение которых позволит поддержать уровень добычи. Достигнутый в мире прогресс в технологиях добычи нефтегазового сырья допускает освоение нетрадиционных видов и источников УВ, со стоимостью эквивалентной стоимости сырья на мировом рынке .

Исследования ВНИГРИ показали значительные резервы ресурсов нефти и газа в нетрадиционных ис­точниках и резервуарах. Их изучение и освоение позволит заполнить ту неизбежную паузу в обеспечении нефте-, а затем и газодобычи, которая неизбежно возникнет до ввода в освоение новых сырьевых баз в экстре­мальных по условиям освоения регионах. В перспективе нетрадиционные источники и виды УВ станут основой их сырьевой базы (см. «Сланцевый газ»). В настоящее время объемы добычи нетрадиционных УВ не превышают 10% от их общемировой добычи. Прогнозируется, что к 2060 г. они будут обеспечивать более поло­вины всей добычи УВ .

В настоящее время первоочередными для освоения представляются следующие виды и источники нетрадиционного углеводородного сырья:

1. Тяжелые нефти;

2.Горючие «черные» сланцы;

3.Низкопроницаемые продуктивные коллекторы и сложные нетрадиционные резервуары;

ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

А. А. Бакиров скопления нефти и газа подразделяет на две категории: локальные и региональные. К локальным он относит:

1) залежи нефти и газа;

2) месторождения нефти и газа.

Региональные скопления нефти и газа А. А. Бакиров и другие исследователи подразделяют на:

1) зоны нефтегазонакопления;

2) нефтегазоносные области;

3) нефтеносные провинции или пояса.

В основу классификации залежей для целей поисков и разведки положены следующие признаки:

1) соотношения в них газа, нефти и воды;

форма ловушек.

Классификация залежей по фазовому составу

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально:

q газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой;

q ниже поровое пространство заполняется нефтью,

q еще ниже - водой.

По преобладанию жидкой фазы над газовой (или наоборот) залежи делятся на:

q однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные

q двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.

По фазовым соотношениям содержащихся в залежи углеводородов выделяется 6 типов скоплений:

газовые,

газоконденсатные,

нефтегазоконденсатные,

нефтегазовые,

газонефтяные,

нефтяные.

Газовая залежь (рис. 7.1)содержит в основном метан и его гомологи (этан, пропан и др.).

Рис. 7.1. Схема газовых залежей

В ряде регионов газовые залежи помимо углеводородных компонентов содержат сероводород, углекислый газ, азот, гелий, а также в небольших количествах инертные газы (аргон, неон, криптон).

При визуальном осмотре керна продуктивных горизонтов нефтяных месторождений можно увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы. На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных толщ не отличается от образцов, взятых из выше- или нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких-либо следов УВ. В связи с этим проходка скважин в газоносных районах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.

Газоконденсатные залежи (рис. 7.2) представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С 5 Н 12 и выше).

Рис. 7.2. Схема газоконденсатной залежи

Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи.

В качестве примеров можно привести такие крупнейшие по запасам газоконденсатные месторождения, как Астраханское, Вуктыльское, Шуртанское, Западно-Крестишинское, Яблоневское. Газовые фракции этих месторождений помимо УВ содержат также ценнейшие сопутствующие компоненты. Так, в составе газа Астраханского месторождения кроме метана (40–50 %) и тяжелых УВ (10–13 %) содержится 22–23 % сероводорода и 20–25 % углекислого газа. Содержание стабильного конденсата в углеводородном газе того же Астраханского месторождения, по имеющимся данным, меняется по площади от 130 до 350 см 3 /м 3 .

При подсчете запасов наряду с углеводородным газом и конденсатом обязательно учитываются и эти компоненты.

Нефтегазоконденсатные залежи (рис. 7.3) отличаются от предыдущих наличием в нижней части продуктивной толщи жидких УВ, представляющих собой легкую нефть.

Рис. 7.3. Схема нефтегазоконденсатной залежи

Примером является Карачаганакское месторождение. Высота массивной залежи на этом месторождении превышает 1,5 км. Сверху вниз постепенно возрастает количество конденсата и около 200 м нижней части продуктивной толщи заполнено нефтью.

Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают половины суммарных запасов УВ залежи в целом. Газ, имеющий преобладающее значение, как правило, жирный, т.е. помимо метана содержит некоторое количество тяжелых УВ.

В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки нефтяная часть может иметь вид либо нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки (рис. 7.4).

Рис. 7.4. Схема нефтегазовой залежи

Если залежь обнаружена в пластовом резервуаре, то нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки и в этом случае имеются сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности и внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины вскрывают чисто газовую часть залежи, между внешним и внутренним контурами газоносности – газонефтяную и за пределами внешнего контура газоносности – чисто нефтяную или водонефтяную части залежи.

Вследствие геологических (замещение коллекторов) или гидродинамических (региональный напор вод) причин нефтяная оторочка может быть смещена в сторону лучших коллекторов или меньших напоров вод и вырисовываться как односторонняя оторочка.

В массивной и неполнопластовой залежи нефтяная часть в виде нефтяной подушки располагается по всей части ловушки или, как и в предыдущем случае, частично может быть смещена к ее периферии.

Формирование оторочки может происходить за счет вытеснения нефти газом, поступившим в ловушку после образования нефтяной залежи. Показателем такого происхождения залежи является наличие остаточной, связанной нефти по всему разрезу продуктивной толщи. Наличие нефтяной оторочки может быть обусловлено также поступлением нефти в ловушку уже после образования газовой залежи. В этом случае в газонасыщенной части пласта следов нефти не обнаруживается.

Различные соотношения газовых и нефтяных частей залежи хорошо видны на примере Уренгойского месторождения. Это месторождение в сеноманских отложениях содержит чисто газовую залежь, в нижнемеловых газоконденсатные, нефтегазоконденсатные залежи и в келловейско-оксфордских – нефтяные. В некоторых продуктивных горизонтах нефть подстилает всю газоконденсатную залежь. В других нефтяная оторочка смещена на северную периклинальную часть структуры.

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой (рис. 7.5).

Рис. 7.5. Газонефтяная залежь

Геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Этот тип залежей встречается во многих нефтегазоносных провинциях мира.

Формирование газовой шапки может происходить или за счет выделения газа из нефти в связи с поднятием ловушки на последних этапах ее развития и, следовательно, снижения пластового давления, или в результате притока газа после формирования нефтяной залежи.

Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Нефтяная залежь

Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газо­вых, определяются термобарическими условиями залегания. В про­цессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие при­родной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на ес­тественном режиме снижается пластовое давление, и если оно стано­вится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи. наоборот, выпадают жидкие УВ. Иначе говоря, при воздействии на залежь ме­няется ее равновесное состояние и на каком-то этапе она переходит в новое качество.

Переход рассматриваемой природной системы в новое качествен­ное состояние зависит, с одной стороны, от характера ее взаимосвя­зей с природными системами более высоких иерархических уровней (региональный фон), с другой – от степени техногенного воздействия на нее.

По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:

А) простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;

б) сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.