13. Зоны нефтегазонакопления и нефтегазообразования. Критерии их выделения. Примеры таких зон. ?

Когда на путях миграции углеводородов встречаются ловушки, способные накапливать и сохранять в себе значительные количества нефти и газа, начинается процесс образования залежи. Нефть и газ, заполнив одну ловушку, мигрируют вверх по восстанию пластов в следующую. Механизм формирования скоплений углеводородов, их типы и масштабы зависят от ряда тектонических, литологических, геохимических, гидрогеологических и других факторов. Практически для отдельных геологических районов условия образования залежей нефти и газа существенно различаются. Однако для всех районов существуют определенные общие черты процесса формирования нефтяных газовых скоплений. Одной из первых попыток стройного объяснения механизма образования залежей нефти и газа, общего для всего многообразия геологических условий, явилась антикли­нальная теория. Согласно ей, формирование скоплений этих полезных ископаемых происходит главным образом в антиклинальных подня­тиях и обусловливается ощутимой разницей удельных плотностей этих флюидов и воды. Антиклинальная теория позволила объяснить образование единичных скоплений нефти и газа.

Принцип дифференциального улавливания и формирования зале­жей нефти и газа в процессе миграции углеводородов приводится применительно к валу, вдоль которого структуры располагаются одна выше другой. Принцип дифференциального улавливания применим только при условии, что объем ловушки значительно меньше объема мигри­рующих углеводородов. Этот принцип не является универсальным, объясняющим все многообразные условия формирования залежей. В более поздних работах было показано, что в отдельных геологи­ческих районах в силу специфических особенностей их строения процесс формирования залежей нефти и газа может происходить по схеме, отличной от предлагаемой теорией дифференциального улавливания. Как правило, основные положения этой теории соблю­даются в случае, когда группа ловушек, расположенных гипсо­метрически одна выше другой, образовалась примерно в одно и то же время. Если же они разновозрастны, то механизм формирования залежей различного флюидального состава оказывается более слож­ным и определяется не только дифференциацией удельных плотностей нефти, газа и воды, но и другими причинами.

Исследования последних лет показали, что на процесс форми­рования залежей углеводородов различного флюидального состава существенно влияют термодинамическая обстановка в недрах, типы исходного органического вещества, рассеянного в нефтематеринских породах, степень преобразованности этого вещества и пр.

Анализ закономерностей распространения выявленных ресурсов нефти и газа по различным нефтегазоносным областям свидетель­ствует о том, что в отдельных регионах в определенных интервалах разреза, несмотря на наличие там коллекторов, отсутствуют промыш­ленные скопления углеводородов, тогда как в других зонах они имеются. Изучение условий формирования залежей показывает, что их размещение во многом зависит от наличия и размеров нефте-газогенерирующих толщ, мощности региональных нефтегазоупоров и пр.

Характер распределения залежей в пределах мощных литологических толщ во многом определяется положением в разрезе нефтегазогенерирующих толщ и наличием непроницаемых покрышек, их мощностями, выдержанностью по площади, экранирующей способ­ностью, положением в разрезе, соотношением с пластами-коллекто­рами, а также развитием различных типов ловушек, гидрогеологи­ческой обстановкой и др. В толщах, представленных карбонатными породами, обычно формируются массивные залежи, а в терригенных коллекторах распространены многозалежные месторождения.

Во многом определяет условия формирования залежей также характер распределения песчаных и глинистых пластов в нефтегазосодержащей толще. Отношение суммарной мощности глинистых пластов к общей мощности нефтегазосодержащей толщи характе­ризует условия вертикальной и латеральной миграции внутри этой толщи. Если глинистые пласты и пропластки маломощны и не выдер­жаны по площади, то залежи нефти и особенно газа обычно концен­трируются в верхней части толщи пород под региональной покрыш­кой. В случае равномерного чередования глинистых покрышек с пла­стами-коллекторами при наличии благоприятных условий для верти­кальной миграции залежи формируются по всему разрезу. Если в нижней части разреза над нефтегазогенерирующей толщей выде­ляется достаточно мощная нефтегазоупорная покрышка, то в этой части разреза залежи бывают сконцентрированы, как правило, только в низах комплекса. За пределами развития нефтегазоупорной толщи залежи располагаются по всему разрезу.

Ловушка — часть природного резервуара, в которой благодаря структурному порогу, стратиграфическому экранированию, литологическому ограничению или другим барьерам возможно образование скоплений нефти и газа. Любая ловушка представляет собой трехмер­ную объемную форму, в которой в силу емкостных, фильтрационных и экранирующих свойств накапливаются и сохраняются углеводо­роды.

Наиболее простым и распространенным случаем образования ловушки является смятие пластового или массивного природного резервуара под воздействием складкообразовательных тектониче­ских движений в антиклинальную структуру. Если в изогну­тый в виде свода проницаемый пласт, перекрытый непроницаемыми породами, попадут нефть, газ и вода, то, распределяясь согласно плотностям, нефть и газ займут верхнюю часть сводового изгиба и будут изолированы сверху непроницаемыми породами, а снизу водой. Образование ловушки возможно и тогда, когда проницаемый пласт вверх по восстанию полностью выклинивается в непроницаемых породах или когда создаются другие литологические барьеры на путях миграции (литологические ловуш­ки). В природе нередки случаи, когда ловушки образуются в результате стратиграфически несогласного перекрытия пластов-коллекторов непроницаемыми породами (стратиграфические ло­вушки).

Все наиболее распространенные в природе ловушки нефти и газа можно разделить на три типа: 1) связанные со структурными дислокациями, 2) литологически ограниченные, 3) стратиграфиче­ски экранированные. В практике разведочных работ на нефть и газ ловушки двух последних типов относят к категории неантиклиналь­ных, а первый тип называют антиклинальными ловушками.

Каустобиолиты – органические горючие камни (угли, торф, сланцы). Классификация – твёрдые каустобилиты угли из водорослей образуются сапропелевые угли, из высших растений – гумусовые угли. Стадии физического накопления больших масс осадков – на месте образуются автохтонные и при переносе ветром и водой аллохтомные отложения углей. Стадия уплотнения перекрытие песчаной кровлей ( бурые угли), при повышении температуры и давления, образуются каменные угли, под мощной кровлей пород химитизация процесса продолжается и образуются более твёрдые угли антрациты. Горючие сланцы – глинистые и мергелистые породы с запахом битума, в осадочных породах и пласты мощностью до нескольких метров простирание на десятки километров. Жидкие Каустобиолиты: нефть и горючий газ – маслянистая жидкость, из нефтематеринских свит, исходный материал – рассеянное органическое вещество растительного и животного происхождения, накапливаемое с осадками в субаквальных условиях и при разложении в условиях без кислорода. При изменении органического вещества образуются газообразные и жидкие УВ, составляющие нефть, они находятся в рассеянном состояние среди глинистых и илистых материнских осадков. По мере образования нефть, благодаря подвижности выжимается из материнских пород и мигрирует в пористые и трещиноватые породы, которые служат её коллекторами, природные резервуары – пластовые, массивные, литогически неправильные, созданы условия относительного равновесия жидкостей и газов, при котором движение вверх прекращается, под действием гравитационных сил происходит отделение нефти от воды и возможно от газа и залежь может быть чисто газовой или нефтяной или газонефтяной (с газовой шапкой) и любыми по возрасту образования.

Зонами нефтегазонакопления называется ассоциация (совокупность) смежных и сходных по своему геологическому строению место скоплений нефти и газа, приуроченных к определённой и в целом единой группе связанных между собой локальных ловушек.

В основу классификации положен принцип выделения генетически различных их типов с учётом особенностей геологических факторов, которым принадлежит главная роль в формировании каждого из выделяемых классов и групп.

Месторождения, составляющие зону нефтегазонакопления, сходят между собой главными особенностями строения и условиями образования залежей, т.е. типовым составом ловушек нефти и газа.

По составу определяющих геологических факторов выделяют четыре класса или группы барьеров – носителей реальных и потенциальных зон нефтегазонакопления.

1. Структурные барьеры. На платформах к ним относятся: вершины сводов, линейные дислокации склонов, микрорифтовые структуры. Преобладают ловушки сводового типа и тектонического экранирования.

2. Структурно-формационные барьеры. Тектонические структуры этих барьеров ( , разломы, уступы, валы, своды) сопровождаются существенно важными изменениями состава и распространения резервируемых толщ (например, барьерные рифы), что обеспечивает широкое распространение ловушек экранирования.

3. Формационные барьеры. Не обнаруживают видимой генетической связи с тектоническими структурами. Их появление обязано главным образом палеогеоморфологии (прибрежные, русловые и дельтовые песчаные образования, эндотические выступы древнего рельефа.

4. Гидродинамические барьеры. Возникают главным вблизи бортовых уступов или в бортовых зонах глубоких впадин при взаимодействии иллюзионного и инфильтрационного гидродинамических режимов водонапорных систем природных резервуаров.

Каждому типу тектонической структуры нефтяного или газового месторождения свойственна характерная для него ассоциация или совокупность ловушек. Тектоническая, седиментогенная или геоморфологическая структура месторождения нефти и газа — важнейший признак, которым прежде всего руководствуются при прогнозировании нефтяных и газовых месторождений и при проведении поисковых геолого-геофизических работ. Установив в процессе этих работ тип структуры, определяют состав вероятных типов ловушек, на которые ориентируются при постановке поискового и разведочного бурения. Таким образом, важнейшими признаками месторождений нефти и газа, которые должны учитываться при их поисках и классификации, являются структура месторождения и типы залежей. Но характер структур, контролирующих месторождения нефти и газа, предопределяется, в свою очередь, принадлежностью этой структуры к тем или иным геоструктурным элементам земной коры и особенностями развития этих эле­ментов.