http://studopedia.ru/1_65692_nefti-i-gaza.html СОДЕРЖАНИЕ 1. РОЛЬ НЕФТИ И ГАЗА В МИРОВОЙ ПОЛИТИКЕ И ЭКОНОМИКЕ 2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НАФТИДОВ 3. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗА 4. ЗАЛЕЖИ НЕФТИ И ГАЗА 5. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА 6. МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА 7. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА 8. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА 9. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ И ОБЛАСТИ 10. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЗАРУБЕЖНЫХ СТРАН 11. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕСПУБЛИКИ САХА 12. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА В МИРЕ 13. РОССИЙСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ (приказ МПР №126) 14. МЕЖДУНАРОДНЫЕ КЛАССИФИКАЦИИ 15. ПОЛЕЗНЫЕ ССЫЛКИ ГЛАВА 1. РОЛЬ НЕФТИ И ГАЗА В МИРОВОЙ ПОЛИТИКЕ И ЭКОНОМИКЕ Нефть человеком используется очень давно. Её добывали и использовали ещё за 5-6 тыс. лет до н. э. Вначале нефть применялась в медицине, строительном деле, для освещения и в военном деле в виде зажигательного средства. До второй половины XIX столетия нефть в очень небольшом количестве в естественных выходах её на дневную поверхность. Глубина колодцев редко достигала нескольких десятков метров. В Китае ещё за 200 лет до н.э. бурились скважины при помощи бамбуковых штанг. Бурение скважин при помощи буровых станков началось в середине XIX столетия. Первые нефтяные скважины ручными буровыми станками были пробурены в Баку, на Северном Кавказе, в Прикаспийской низменности. Первые скважины, глубиной до 70 м, давшие фонтаны нефти, были пробурены на Кубани (1864 г.) и на Алшеронском полуострове (1869 г., Балаханы). Официальная дата возникновения нефтяной промышленности в России - 1.871 г. Росту добычи нефти способствовало освоение способов переработки нефти. В начале XIX века появились первые нефтеперегонные установки для получения керосина. Большой вклад в развитие нефтеперерабатывающего производства и использования нефти и продуктов её переработки внёс великий русский ученый Д.И.Менделеев. Под его наблюдением строились в России первые нефтеперегонные заводы, он предложил перевести морской флот на нефтяное топливо. Решающим толчком к бурному росту добычи нефти и её переработки послужило появление в конце XIX столетия двигателей внутреннего сгорания. Если до 60-х годов XIX столетия в мире добывалось до 5 тыс. т нефти в год, то к началу XX столетия объем годовой добычи нефти достигал уже 20 млн. т. К началу XX столетия нефть добывалась в 19 государствах. В 1940 г. нефть добывалась в 39 странах, в 1973 г. - 63, в 1980 г. - 68 странах мира. В XX столетии стремительно растёт добыча нефти: в 1945 г. добыто 350 млн. т, в 1970 г. - 2 млрд. т, в 1992 г. было добыто 3 млрд. т. Ещё более бурный рост добычи природного газа - в начале 40-х годов XX столетия мировая добыча газа не превышала 100 млрд. куб. м, а в 1992 г. было добыто 2,1 трлн. куб. м. Ни одна отрасль промышленности в мире по добыче полезных ископаемых в XX веке не знала таких быстрых темпов роста, как нефте- и газодобывающие. Это обусловлено тем, что нефть и газ не только эффективное топливо, но и тем, что нефть и газ ценнейшие исходные продукты для химической и биохимической промышленности. В топливном балансе стран мира в 1910 г. на долю нефти приходилось всего 3% (природный газ не применялся), основная доля (65%) приходилась на каменный уголь. В 1970 г. в топливном балансе стран мира нефть занимала уже 34%, газ - 18%, каменный уголь - 32%. В 1992 г.: нефть - 40%, газ 22%, уголь - 27%. В современном мире все большее значение приобретает природный газ. В конце XX столетия газ превратился в существенный фактор экономического развития. Особое внимание уделяется сжиженному природному газу, состоящему из этан-бутанов, пентана и гексана. Эти компоненты почти нацело извлекаются из природного газа на газоперерабатывающих заводах, а затем используются как сырье для получения пластмасс, в виде топлива. Кроме того, применяется технология по превращению метана в жидкие углеводороды. Такой завод работает в Новой Зеландии, где производимый на нем бензин на 1/3 покрывает потребности этого государства. Широко известно высказывание Д.И.Менделеева о том, что сжигать нефть в топке - это всё равно, что растапливать печь ассигнациями. С середины 40-х годов XX столетия в мире интенсивно начинает развиваться нефтехимическая промышленность. Один из основных продуктов переработки синтетический каучук. Основной потребитель синтетического каучука автомобильная промышленность. Например, на шины большегрузного самосвала идёт около 3 т каучука. Из нефти получают широкий спектр пластмасс, синтетических волокон. Полиэтилен - продукт полимеризации газообразного этилена. Путем биохимической переработки нефтяных углеводородов получают белковые вещества. В настоящее время синтетический белок идет в сельское хозяйство на откорм животных и птиц. В меню человека также уже входят продукты, приготовленные из нефти. Например, масло в шпротах - это продукт нефтехимии. Эксперты Всемирной организации здравоохранения предполагают, что к началу третьего тысячелетия в рационе человека в значительном количестве будут присутствовать заменители мяса и молока. Из этого краткого обзора видно какая роль принадлежит нефти и газу в мировой экономике. Огромно влияние этих полезных ископаемых и на мировую политику. В XX веке нефть стала фактором военной мощи государств. Вторая мировая война стала войной моторов. Ударная сила современных армий почти целиком зависит от топлива начиная от бронемашин до ракет. Значимость нефти как стратегического сырья можно продемонстрировать на примере нефтяного кризиса 1970-х годов. В 1973 г. страны ОПЕК (страны экспортеры нефти Ближнего и Среднего Востока) наряду с требованием повышения цен на экспортируемую нефть, выдвинули ряд политических требований, в связи с агрессией Израиля на Ближнем Востоке. Разразился нефтяной кризис, в результате которого в мире резко подскочили цены на нефть, кризис затронул во многих странах отрасли машиностроения и транспорта. Оккупация Кувейта Ираком в 1991 г. и последующая военная операция США и западных партнеров "Буря в пустыне" напрямую связаны с тем, что Кувейт обладает огромными запасами нефти. Нефть и газ исключительный фактор экономического развития государств. Яркий тому пример страны Персидского залива, которые благодаря огромным запасам нефти превратились в богатейшие страны мира. Среди нефтегазовых компаний мира насчитывается около 30 компаний, активы которых около или более 10 млрд. дол. Крупнейшие компании добывают около 30% процентов мировой нефти. В настоящее время в мире насчитывается более 210 государств, среди которых около половины располагают запасами нефти и газа и добывают их на своей территории или в пределах входящих в их состав акваторий. Причем выгодна не добыча и продажа нефти и газа, а производство и продажа получаемых из них моторного топлива, масел, пластмасс и др. материалов. Так, в США в начале 90-х годов XX столетия мощность нефтеперерабатывающих заводов составляла около 2 млн. т нефти в сутки (США добывали около 350 млн. т) при глубине переработки около 80%. Кроме моторного топлива и масел, эти заводы дают сырье для нефтехимического синтеза (выпускается около 1000 наименований -пластмассы, каучук и др.). ГЛАВА 2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НАФТИДОВ Под термином нафтиды объединяются углеводородные газы, конденсаты, нефти, производные гипергенного преобразования нефтей (мальты, асфальта, асфальтиты, озокериты и пр.) и метаморфического преобразования нефтей (мальты, кериты и пр.). Нефть представляет собой жидкость, обычно коричневого или черного цвета. Консистенция нефти различна: от жидкой маслянистой до густой смолообразной. Природные углеводородные газы находятся в свободном состоянии или растворены в нефти, или в пластовой воде. 2.1. Основные элементы, входящие в состав нафтидов Элементный состав нафтидов прост. В их составе присутствуют элементное С, Н, О, S, N, основные в структуре любого вещества органического происхождения. Основным элементом нафтидов является углерод. Его содержание в нефтях колеблется в пределах 79 - 87 %, в природных газах - 42 - 78%. Второй по значению элемент - водород. Его содержание в нефтях колеблется в пределах 11 - 14%, а в природных газах - в пределах 14 -24%. На долю других элементов (О, S, N) приходится до 4 - 6%. Как правило, эти элементы входят в состав так называемых гетероатомных (О, S, N - содержащих) органических соединений. Из этих элементов только сера в нефтях может находиться в свободном состоянии. Все остальные элементы в нефтях присутствуют и в связанной форме в виде не углеводородного соединения, например, H2S. В природных газах количество H2S может достигать 20% и более. Содержание кислорода в нефтях редко достигает 1 - 2%. В нефтях кислород присутствует в составе нафтеновых кислот, фенолов и смолистых веществ. В природных газах кислород присутствует в виде С02. Содержание углекислоты в газах колеблется в очень широких пределах: от долей процента до 95% (скв. Зубер-2 площади Криницы, Польша).Содержание азота в нефтях редко превышает 1%. Основная масса азота содержится в смолах. В природных газах азот находится в свободном состоянии. Содержание азота также колеблется в широких пределах - от долей процента до почти чисто азотных газов. Содержание азота в газовых месторождениях Восточной Германии и Польши колеблется в пределах от 30 до 65%. В природных газах присутствуют инертные газы - гелий (Не), аргон (Аг), неон (Ne) и др. Наиболее часто встречаются гелий и аргон. Содержание гелия в газах обычно составляет доли процента. В отдельных случаях содержание гелия достигает 18% (объемных). Газовые месторождения с повышенным содержанием гелия известны в Северной Америке, Алжире, на Русской и Сибирской платформах. Практически все природные газы месторождений юго-западной части Республики Саха (Якутия) характеризуются повышенными значениями гелия (0.2-0.67% на Среднеботуобинском, 0.35-0.6% на Таас-Юряхском месторождениях). Концентрация аргона в газах, как правило, не превышает 0,1%. В золе нефтей обнаружено много химических элементов. Среди них заметную роль играют элементы из группы железа, а также V и Ni. В золе отдельных нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции содержание V и Ni достигает десятков процентов. Эти элементы находятся в виде металлопорфиринов - металлоорганических комплексных соединений. В отдельных случаях нефти и природные битумы с высоким ,,,,, содержанием ванадилпорфиринов являются сырьем для получения ванадия. 2.2. Химические соединения, входящие в состав нафтидов Основными химическими соединениями природных газов, нефтей и производных нефтей являются углеводороды (УВ). Углеводороды - органические соединения, молекулы которых состоят только из углерода и водорода. В зависимости от строения различают ациклические и изоциклические (циклические) УВ. Циклические УВ по числу циклов в молекуле подразделяются на моно-, би-, три-, тетра- и полициклические. Циклические УВ, содержание несколько непосредственно соединенных друг с другом циклов, называются конденсированными УВ. По характеру связей между атомами углероды УВ делятся на насыщенные (предельные), т. е. не способны к реакциям присоединения, и ненасыщенные, способны присоединять к своей молекуле другие атомы и молекулы. Наиболее химически устойчивы насыщенные УВ, имеющие простые связи. Значительно легче вступают в реакцию ненасыщенные УВ, имеющие двойные, тройные и кратные связи. Углеводороды, сходные по строению и характеру связей, различающиеся только по числу метиленовых групп (-СН2-) групп, образуют гомологические ряды. Углеводороды - основной компонент нефтей и природных газов. Некоторые горючие газы, конденсаты и легкие нефти практически нацело состоят из УВ. Как правило, содержащиеся УВ в нефти тем ниже, чем выше ее плотность. Так, нефти с пл. 0,84 - 0,85 г/см3содержат 90 - 95% УВ, а нефти с пл. 0,89 - 0,90 содержат 75 - 80%. В тяжелых нефтях типа мальт, в асфальтах и битумах углеводороды, аналитически определяемые как масла составляют обычно менее 40%. Углеводороды делятся на три основные группы: алканы, цикланы, и арены. АЛКАНЫ (метановые, парафиновые УВ) - углеводороды с общей формулой СпН2п+2. Углеродный скелет алканов представляет собой линейные или разветвленные цепи углеродных атомов, соединенных простыми связями. Алканы, имеющие линейную структуру, называются нормальными (н-алканами), а алканы с разветвленной углеводородной цепью - изо-алканами. Газообразные гомологи метана (этан-С2Н8, пропан-С3Н8, бутан- С4Н10 и редко пентан-С5Н12)единственные углеводородные компоненты горючих газов. В нефтях и битумоид,,ах,ных РОВ идентифицированы н-алканы до С45Н92 и изо-алканы до C25H52- Алканы нормального строения от С16 могут образовывать твердые агрегаты - парафины. Плотность парафинов 0,865-0,940 г/см3. Парафины при температуре нефти уже ниже 25°С находятся в нефти в мелкокристаллическом состоянии; высокое их содержание может осложнить разработку нефтяных залежей (особенно это актуально для нефтяных месторождений Якутии, которые характеризуются аномально низкими пластовыми температурами). Наибольшим содержанием алканов (до 70%) характеризуются легкие нефти из мезозойских и палеозойских отложений, залегающие на глубинах более 2000 м. С увеличением общего количества алканов, как правило, растет отношение н-алканов к изо-алканам. Содержание н-алканов в нефтях может достигать 50%, при этом в максимальных концентрациях обычно присутстствуют н-алканы. ЦИКЛАНЫ - (циклоалканы, циклопарафины, нафтеновые, полиметиленовые УВ) - класс насыщенных циклических УВ. Циклы УВ этого класса построены из трех и более метиленовых СН2 - групп. Общая формула моноциклических цикланов СпН2п, бициклических - CnH2n-n, трициклических СпН2п -4 и т.д. По плотности, температуре кипения и показателю преломления цикланы занимают промежуточное положение между алканами и аренами с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Содержание цикланов в нефтях и битумоидах ОВ пород колеблется в широких пределах (25-75%). Почти все нефти с высоким содержанием цикланов связаны с бассейнами молодой альпийской складчатости и залегают в отложениях палеоген - неогенового возраста (нефти Азербайджана, Сахалина, Калифорнии, Аляски, Венесуэлы и т.д.). В многопластовых месторождениях содержание цикланов обычно уменьшается от верхних горизонтов к нижним. АРЕНЫ (ароматические УВ) - класс углеводородов общей формулы СпН2п-Р (р = 6, 12, 14, 18, 20, 24, 28, 30, 36), содержащих циклы с ароматическими связями. Арены наряду с алканами и цикланами составляют основную массу УВ ископаемого органического вещества. В нефтях и битумоидах РОВ пород моноциклические арены представлены бензолом и его гомологами. По физическим и химическим свойствам арены существенно отличаются от алканов и цикланов. Арены имеют значительно более высокие плотность, показатель преломления, температуры кипения и кристаллизации, чем алканы и цикланы с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Как правило, содержание аренов в нефтях (10-20%) ниже содержания алканов и цикланов. Известны, однако, нефти, содержащие более 35% аренов (Чусовское месторождение в Волго-Уральской области). В состав УВ битумоидов РОВ пород доля аренов может быть значительно выше, особенно, в РОВ гумусового типа. Основная масса аренов нефтей представлена УВ гомологического ряда бензола - в среднем 67% от общего количества аренов. Элементарная сера, растворенный сероводород и серосодержащие органические соединения (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, теофаны) в тех или иных количествах присутствуют в нафтидах. Элементарная сера в нефтях присутствует в очень незначительных количествах. Сероводород (H2S) в пластовых условиях может содержаться в природных газах и в растворенном виде в нефтях. Серосодержащие органические соединения присутствует в нефтях и ее производных и сосредоточены они в основном в асфальтово-смолистой фракции. Содержание серы в нефтях может достигать 5-6 %. Кислород в нефтях и ее производных присутствует в составе следующих соединений нафтеновых кислот, фенолов, эфиров и смолистых веществ. Нафтеновые кислоты - соединения, в которых одновременно содержатся нафтеновый цикл и карбоксильная (кислотная) группа (-СООН). В силу этого наиболее высоким содержанием нафтеновых кислот характеризуются нефти с преобладанием цикланов (нефти третичных отложений Калифорнии, п-ва Мангышлак и др.). Фенолы и эфиры в нефтях содержатся в очень небольших количествах. Эти соединения состоят из ароматического цикла, к которому присоединена гидроксильная группа - ОН. Кислород входит также в молекулы, составляющие смолы и асфальтены. Азотистые соединения постоянно присутствуют в нефтях и ее производных. В среднем содержание в нефтях азотсодержащих органических соединений составляет I - 1,5%, причем большая их часть в асфальтово-смолистой части. Между содержанием азота и количеством смол в нефтях существует определенная зависимость. Более легкие, малосмолистые нефти всегда содержат меньше азота, чем высокосмрлистые. Второе место по содержанию после УВ в нефтях занимают смолисто-асфальтеновые вещества. По строению и свойствам смолы аналитически подразделяются на бензольные и спиртобензольные. Бензольные смолы от спиртобензольных отличаются меньшим содержанием гетероэлементов и большим содержанием циклических структур. Содержание смол в нефтях может достигать 35% и более. Асфальтены, наиболее высокомолекулярная фракция, отличаются от смол меньшим содержанием в молекулах водорода и значительно большим количеством ароматических циклов. Содержание асфальтенов в нефтях, как правило, не превышает 2-4%. В нефтях месторождений юго-западной части Республики Саха (Якутия) средние содержания асфальтенов колеблются в пределах 0.8-3.5 % (вес). 2.3. Физические и физико-химические свойства нефтей и природных газов >■ Нефть - жидкий нафтид, в физическом отношении коллоидно-дисперсная система. Наиболее важными параметрами нефти являются: плотность, вязкость. Плотность - физическая величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Плотность нефти определяется при 20°С и к плотности воды при 4°С. Плотность нефтей выражается в граммах на кубический сантиметр. Величина плотности для различных по составу нефтей колеблется от 0,77 до 1 г/см3. Вязкость - способность жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга под действием действующих на них сил. Различают вязкость абсолютную, измеряемую в паскалях на секунду (Па/с) в системе СИ (внесистемная единица пуаз - 0,1 Па/с), и кинематическую (отношение абсолютной вязкости к плотности жидкости), измеряемую в стоксах (один стоке в системе СИ – 10-4 м2/с). Наименьшая вязкость у легких нефтей, вязкость также уменьшается с увеличением количества растворенного в нефти газа, с увеличением пластовой температуры. Важным показателем качества нефтей являются товарные свойства нефти, которыми определяются технологические схемы переработки нефти, состав и качество продуктов нефтепереработки. По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (содержание серы до 0,5%), сернистые(0,51 - 2%) и высокосернистые (более 2%). По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафиновые (не выше 1,5%), парафиновые (1,51 - 6%) и высокопарафиновые (более 6%). По содержанию смол различают нефти малосмолистые (до 5%), смолистые (5 - 15%) и высокосмолистые (свыше 15%). Важнейшими свойствами природных газов являются: плотность, растворимость (прямая и обратная) и гидратообразование. Плотность. На практике пользуются относительной плотностью газа, представляющей собой отношение массы единицы объема газа к массе единицы объема воздуха при 0°С и 760 мм рт. ст. Величина относительной плотности газов колеблется в пределах 0,6-1,5 кг/м3. Наименьшей плотностью обладают сухие метановые газы. Растворимость. Растворимость прямая - свойство природных газов растворяться в нефти и пластовой воде при повышении давления и выделяться в свободную фазу при падении давления (в изотермических условиях). Растворимость газа в нефти зависит от состава нефти и газа, пластового давления и температуры. Давление, при котором дальнейшее растворение газа в нефти при данной температуре невозможно, называется давлением насыщения. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть предельно насыщена газом. Количественное соотношение объема растворенного газа к объему нефти называется газовым фактором. Величина газового фактора нефтей в пластовых условиях колеблется в очень широких пределах- от первых единиц до 500 м'/м3. Углеводородные газы легче растворяются в нефти, чем в воде. Растворимость гомологов метана в нефти выше, чем метана. При падении давления газ выделяется из нефти, при этом первым выделяется метан, а затем его гомологи в порядке: этан-пропан-бутан-пентан. Сравнительно высокая растворимость природных газов в воде обусловливает существование огромных масс растворенного газа в пластовых водах. По расчетам специалистов, объем газа находящегося в свободном состоянии составляет только 6-9% от объема газа находящегося в водорастворенном состоянии. Растворимость обратная - процессы протекающие в направлении обратном обычному фазовому превращению при изменении давления в изотермических условиях, т. е. выделение жидкости из газового раствора при снижении давления и ее испарение при повышении давления. Свойство легких жидких УВ при определенных термобарических условиях растворяться в газообразной среде приводит к образованию газоконденсатных смесей (конденсат). Газоконденсатные залежи широко распространены в литосфере. При разработке таких залежей получают газ и конденсат, представляющий собой бензинокеросиновую фракцию. Плотность конденсатов составляет 0,74-0,78 г/см3. Количество конденсата в газоконденсатных залежах колеблется в очень широких пределах: от первых десятков до 1000 г/м3. Гидратообразование. Свойство природных газов (за исключением гелия, неона, водорода ) при взаимодействии с водой образовывать при определенных температурах и давлениях кристаллогидраты ("твердый газ"). Кристаллогидраты представляют собой твердые кристаллические агрегаты плотностью 0,88-0,90 г/см3, похожие на снег или лед с общей формулой МхН2О, где М молекулы газа образующие гидрат. В 1 м3 газового гидрата может содержаться в зависимости от состава газа от 70 до 240 м3 газа. Газовые гидраты образуются, как правило, при низких температур (не более 10-15°С). Существуют техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные гидраты представляют собой фактор осложняющий эксплуатацию газовых и нефтяных скважин, чаще всего, в зоне развития вечной мерзлоты, эксплуатацию газопроводов. Природные газовые гидраты могут образовываться непосредственно в осадочной толще - образование их возможно, чаще всего, в рыхлых осадках Мирового океана, а также в призабойной части продуктивного пласта и на контакте газ- вода газовых залежей. ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗА Земная кора сложена горными породами - естественными минеральными агрегатами определенного состава и структуры. В соответствии с происхождением различают три генетических класса: осадочные, магматические (изверженные) и метаморфические. В настоящее время открыто около 50 тыс. месторождений нефти и газа и из них только около 0,1% месторождений приурочено к метаморфическим и изверженным породам, другими словами, можно говорить о генетической приуроченности месторождений нефти и газа к осадочным породам. Существует большой спектр осадочных горных пород, состав и структура которых зависят в самом общем виде от природно-климатических условий осадконакопления, особенностей геологического развития той или иной территории. Осадочные породы формируются из следующих основных компонентов: - продуктов механического генезиса (обломочная часть); разрушения горных пород различного - продуктов химических реакций, происходящих, главным образом, в водной среде (хемогенная часть); - остатков животных и растительных остатков (биогенная часть); - продуктов вулканической деятельности (вулканогенная часть). Осадочные породы в подавляющем своем большинстве состоят из нескольких компонентов. Так, практически все осадочные породы содержат то или иное количество органического вещества (биогенная часть). В силу гетерогенности компонентов, слагающих осадочные породы, последние представляют собой дисперсные среды, которые характеризуются свойствами - пористостью и проницаемостью. 3.1. Пористость горных пород Пористость горной породы - свойство породы, заключающееся в наличии в породе пустот разного генезиса (пор, каверн, трещин). Это свойство наиболее характерно для осадочных пород. Суммарный объем пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Величина объема пустот, выраженная в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости: Кп= SMп/ v, где Кп - коэффициент пористости, Sмп- суммарный объем всех пустот в породе, v - объем породы. Величина объема пор зависит от взаимного расположения обломочных зерен и характера их укладки (рис. 1, 2, 3). Наименее плотная укладка равновеликих зерен шарообразной формы характеризуется коэффициентом 47,6%. Рис. 1. Наиболее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 25,8%. Рис. 2. Среднее по плотности расположение зерен. Теоретический объем пор 36,7%. Рис 3. Наименее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 47,6%. По своему генезису поры и другие пустоты в породе могут быть подразделены на первичные и вторичные. Первичными называются пустоты существующие в породе с момента формирования осадка. Вторичными называются пустоты, которые возникли в уже сформировавшихся породах. Особенно велика доля вторичных пустот в карбонатных породах. В породах присутствуют как сообщающиеся между собой пустоты, так и изолированные. Объем пустот, сообщающихся между собой, называют открытой пористостью. Открытая пористость меньше абсолютной пористости на объем изолированных пор. В самом общем виде разница между этими величинами возрастает по мере увеличения степени постседиментационной преобразованности пород. Однако, не по всем сообщающимся пустотам может происходить фильтрация флюидов. Это свойство породы определяется эффективной пористостью. Эффективная пористость - это объем пустот в породе по которому происходит движение жидкости или газа. Коэффициент эффективной пористости не имеет достаточно точного количественного определения, так как выделить долю пустот, по которым происходит фильтрация, принципиально не возможно. Чаще под эффективной пористостью понимают разность между открытой пористостью и объемом пор, занятых остаточной водой (Кпэф = Кпо (1-К0В).На практике величина определяемого коэффициента эффективной пористости будет зависеть от способа ее определения, поверхностно-активных свойств на границе раздела фильтрующихся флюидов и т.д. По морфологическим признакам выделяют межзерновую (гранулярную), каверновую и трещинную пористости. Морфология межзерновой пористости определяется пространственными соотношениями обломочных зерен новообразованных минералов в поровом пространстве и т.д. (рис. 4). Кавернам принято называть пустоты в горных породах размером более 1 мм. Наиболее широко каверны распространены в карбонатных породах, где они могут составлять существенную долю общей емкости. Трещинная пористость определяется густотой и раскрытостью трещин и, как правило, значительно меньше межзерновой пористости. Размеры пор в горных породах, как правило, редко превышают 100 мкм. Рнс. 4 Аутигенный кварц в поровом пространстве песчаника. Видны следы коррозии обломочных зерен (Кобяйская скв., нижняя юра, гл. 4130 м). Пористость различных типов горных пород колеблется в очень широких пределах. Для слабосцементированных песков открытая пористость чаще всего колеблется в пределах 2040%, для песчаников - 5-30%, для известняков -1-15%, для доломитов - 3-20%. В поровом пространстве горных пород всегда присутствует вода. Отношение объема открытых пор породы, занятое водой, к общему объему открытых пор (открытая пористость) называется водонасыщенностью или коэффициентом водонасышенности. Определенный объем поровой воды удерживается у стенок пор, каверн и трещин поверхностно-молекулярными и капиллярными силами и не участвует в процессе фильтрации. Эта вода называется остаточной. Количество остаточной воды в пустотном пространстве коллектора зависит от структурных и текстурных особенностей породы, минералогического состава породы и цемента, от физико-химических свойств самой воды. Остаточная водонасыщенность выражается в процентах или в долях единицы. В самом общем виде карбонатные породы-коллекторы при равных фильтрационно-емкостных свойствах всегда характеризуются меньшими количествами остаточной воды по сравнению с терригенными породамиколлекторами. В терригенных породах-коллекторах остаточная водонасыщенность при прочих равных условиях (минералогический состав обломочной части и цемента, количество и тип цемента) уменьшается с увеличением проницаемости. Коэффициент остаточной водонасышенности (Ков) колеблется в очень широких пределах: от первых процентов до 70% и выше. В нефте-газонасыщенных коллекторах К0, чаще всего колеблется в пределах 15-30%. Значения коэффициента Ко, ниже 10% свидетельствует о гидрофобизации коллектора. В абсолютном большинстве своем осадочные породы изначально являются гидрофильными, т.е. вода избирательно лучше смачивает зерна (обломки, агрегаты), чем нефть. Другими словами, каждое зерно покрыто пленкой воды. В гидрофобных породах, напротив, нефть избирательно лучше смачивает твердую фазу коллектора, чем вода. В качестве примера гидрофобности твердой фазы коллектора можно привести ордовикские песчаники месторождения Оклахома-Сити (США), в которых остаточная водонасыщенность меньше одного процента. Свойствами гидрофобности обладают и некоторые прослои ботуобинского горизонта на Среднеботуобинском и Таас-Юряхском месторождениях в Якутии. С коэффициентом остаточной водонасыщенности теснейшим образом связаны коэффициенты нефтенасыщенности и газонасыщенности - эти коэффициенты равны 100% - Ков% или 1 - Ко». 3.2. Проницаемость горных пород Проницаемость - свойство горных пород, определяющее способность пропускать жидкости и газ. Абсолютно непроницаемых пород нет. Породы способны при обычно существующих в верхней части земной коры пропускать жидкости или газы называются проницаемыми. Проницаемость оценивается по формуле Дарси, согласно которой скорость фильтрации несжимаемой жидкости при ламинарном течении ее в пористой среде, пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости: k = QmL/∆PF, где к - проницаемость, Q - объемный расход жидкости в единицу времени, m - вязкость жидкости, L - длина пористой среды, ∆Р - перепад давления, F площадь поперечного сечения. Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси и имеет размерность площади (м2). За Дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 см2 и при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см проходит 1 см3 жидкости вязкостью 1 сантипуаз. Из определения и физического смысла коэффициента проницаемости следует, что величина последнего не должна зависеть от флюида, который движется через пористую среду. Однако, на практике обычно наблюдаются изменения коэффициента проницаемости для разных флюидов и во времени. Причин, вызывающих, как правило, уменьшение коэффициента проницаемости во времени довольно много. Например, резко снижается проницаемость при фильтрации пресной воды через песчаник с глинистым цементом, представленным минералами, способными впитывать воду. Эти минералы (монтмориллонит, смешаннослойные и некоторые другие) впитывая воду увеличивают свой объем в поровом пространстве, что препятствует движению воды. При фильтрации жидкостей через рыхлый песчаник может происходить перемещение слабосцементированных мельчайших минеральных частичек в поровом пространстве и закупорка межпоровых каналов ("авгокольматация"). Снижение проницаемости может происходить в результате выпадения или адсорбции на поверхности зерен асфальтово-смолистых веществ при фильтрации нефти. Снижение проницаемости может происходить и под влиянием поверхностно-активных взаимодействий в случае многофазной (газ-жидкость, жидкость-жидкость) фильтрации. В системе СИ проницаемость выражается в м2. Внесистемная единица проницаемости - дарси (Д). 1 Д = 1,027-10-12 м2= 1,02 мкм2. Величина проницаемости горных пород в абсолютном большинстве меньше одного дарси . Чаще всего проницаемость горных пород составляет десятые -тысячные доли 1 мкм2. Проницаемость осадочных пород изменяется в очень широких пределах - от сотых долей 1мкм2 до нескольких мкм2. При проницаемости более 0,01 мкм2 породы относятся к хорошо проницаемым, при проницаемости [(10-0,01)7-10-3 мкм2] - к средненепроницаемым, при проницаемости менее 0,017-10-3 мкм2 - к слабопроницаемым. Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемость. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы. Поэтому абсолютная проницаемость определяется по газу в предварительно проэкстрагированном и высушенном образце породы. Фазовая проницаемость представляет собой проницаемость фильтруемой жидкости (газа) через пористую среду, насыщенную другой жидкостью. Значение фазовой проницаемости всегда меньше абсолютной проницаемости и зависит от насыщенности преобладающей фазой, величины смачивания и геометрии порового пространства. Проницаемость относительная, величина определяемая как отношение фазовой проницаемости по данной жидкости к абсолютной проницаемости данной породы. Относительная проницаемость используется для характеристики фильтрационного сопротивления потоку данной жидкости в горной породе при наличии в её поровом пространстве других, не смешивающихся друг с другом жидкостей. На рис. 5 показана зависимость эффективных проницаемостей от водонасыщенности порового пространстве породы. Из рис. 5 видно, что относительная проницаемость для керосина (К0к) быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности породы. При величине водонасыщенности в 80% проницаемость по керосину равна нулю. Изменение относительной проницаемости для воды (Ко,) происходит в обратном направлении. При водонасыщенности менее 12% в породе движется только керосин,- а при водонасыщенности породы в 80% относительная проницаемость для воды увеличивается до 50% от абсолютной. Рис. 5. Зависимость относительной фазовой проницаемости от насыщенности водой порового пространства. 3.3. Изменение пористости и проницаемости Осадочная порода в процессе своей постседиментационной истории претерпевает значительные изменения в своей структуре и составе. Сформировавшийся осадок на стадии диагенеза превращается в породу. Основные процессы на этой стадии - окислительно-восстановительные реакции и физикохимические реакции выравнивания концентраций в поровых растворах. Окислительновосстановительные реакции выражаются, главным образом, в окислении захороненного в осадке органического вещества, а реакции выравнивания концентраций в поровых водах приводят в образованию конкреций. Следующая стадия -катагенез - основная стадия преобразований осадочной породы. На этой стадии под действие возрастающих с глубиной залегания давлений и температур происходят в осадочной породе следующие изменения: уплотнение, растворение неустойчивых компонентов породы, минеральные новообразования и перекристаллизация. Следующей стадией преобразования осадочных пород может быть метагенез (в случае увеличения глубины залегания), в процессе которого порода начинает утрачивать свои седиментационные признаки и начинает превращаться в метаморфическую породу, или гипергенез (в случае поднятия породы в зону свободного водообмена), в процессе которого может произойти полная дезинтеграция и разрушение породы. В осадочных породах изменения на стадии катагенеза величин коэффициентов пористости и проницаемости зависят от большого числа факторов. Универсальным является закономерное снижение пористости и проницаемости осадочных пород с глубиной. Однако, темпы снижения этих параметров у каждой литологической разности неодинаковы. В отложениях, испытывающих стабильное погружение раньше всего (на меньших глубинах) уплотняются хемогенные породы, медленнее всего уплотняются глинистые и диатомовые или, другие типы осадков по интенсивности уплотнения занимают промежуточное положение. В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза все межзерновое пространство заполнено водой - в глинистых осадках (илах) вода в единице объема осадка занимает до 70-80%, другими словами пористость составляет 70-80%. По мере увеличения глубины залегания этого осадка под воздействием веса вышележащих осадков из ила выжимается вода -происходит сближение глинистых частиц и соответственно уменьшение объема заполненного водой, т.е. уменьшается пористость осадка. И на глубине в первые сотни метров пористость (водонасыщенность) уменьшается до 30%. Дальнейшее погружение уже на стадии катагенеза приводит к уменьшению пористости до 10% и менее на глубинах около 3000 м. В целом, процесс уплотнения глинистых пород довольно резко замедляется с глубиной и аппроксимируется криволинейной зависимостью, которая на определенной глубине принимает асимптотический характер (рис. 6). Рис. 6. Графики зависимости плотности глин от глубины их погружения. Кривые: 1 - по В.Энгельгардту (1964); 2 - по Б.К.Балавадзе (1957); 3 - по Дж.Уиллеру (1961); 4 - по L.F.Athy (1930); 5 по Н.Б.Вассоевичу (1955); 6 - по Е.И.Стетюхе и др. (1961). Известно, что емкостные свойства песчаников во многом определяются их первичными седиментационными признаками (вещественный и гранулометрический состав обломочной части, степень его сортированности, и т. д.). Эти первичные признаки определяют пористость осадка, которая, , теоретически колеблется в весьма широком пределе. Вместе с тем, установлено, что процесс уплотнения терригенных пород и соответственно уменьшения коэффициента пористости имеет универсальный характер для всех типов терригенных пород. Уменьшение пористости песчаников с глубиной залегания оценивается через градиент снижения открытой пористости (Кп). Так, Б.КЛрошляковым (1974 г.) было показано, что Кп песчано-алевритовых пород мезозоя Северного Предкавказья до глубины 3300— 3500 м сокращается на 6-9% на 1000 м, на больших глубинах градиент снижения Кп составляет 3-5% на 1000 м. Аналогичные величины этого градиента установлены для многих других регионов мира (Северное море, Южный Мангышлак и др.). Такие же величины градиента установлены и для пермских и мезозойских песчаников Вилюйской синеклизы - в интервале глубин 1,5-3,5 км - 7-9%, на глубинах свыше 3,5 км -3-4% на 1000 м. Закономерное снижение уменьшения пористости песчаников также аппроксимируется криволинейной зависимостью, аналогичной кривой уплотнения глин; однако, эта кривая имеет более пологий характер на глубинах до 3-4 км (рис. 7). • Рис 7. Графики зависимости открытой пористости песчаников от глубины их залегания. 1 - мезозойские и пермские отложения Вилюйской синеклизы; мезозойские отложения: 2 - Прикаспийской впадины, 3 - Восточного Предкавказья, 4 - Южного Мангышлака; 5 кайнозойские отложения Апшеронского п-ва. В карбонатных породах формирование первичного порового пространства происходит на стадиях седиментации и диагенеза (поры унаследованные от скелетов организмов, контракционные трещины и пространства в пелитоморфной (размеры частиц меньше 0,0010,005 мм) породе, пустотные пространства между обломками и фрагментами органических остатков и обломками карбонатных пород. При формировании пустотного пространства в карбонатных породах главную роль играет не фактор гравитационного уплотнения с глубиной, а неоднородность структуры порового пространства, заложенная еще на стадии седиментогенеза. В целом направленность изменения пористости и проницаемости карбонатных пород имеет более сложный характер, по сравнению с терригенными породами. Для терригенных пород отмеченное изменение коллекторских свойств пород обусловлено влиянием двух основных факторов -механического и стадиального, находящихся в причинно-следственной связи. Такие факторы, как строение разреза, вещественный состав пород, температурный режим, химизм среды будут сказываться на темпе уплотнения. Помимо механического уплотнения пород-коллекторов под действием геостатической нагрузки вышезалегающих отложений, уменьшение пористости и проницаемости с глубиной обусловлено:заполнением порового пространства, трещин и каверн аутигенными минералами (монтмориллонит, гидрослюда, каолинит, хлорит, лептохлорит, глауконит, кальцит и др.);регенерацией кварца, полевых шпатов и плагиоклазов (регенерация обрастание и разрастание обломочных зерен); растворением обломочных зерен на контакте друг с другом с возникновением структур растворения (конформных, инкорпорационных, микростиллолитовых). Можно выделить две стадии уплотнения терригенных пород: стадия механического уплотнения и стадия растворения. На первой -преобладают процессы формирования более плотной упаковки за счет механического перемещения зерен, из взаимного приспособления, за счет механической деформации; для этой стадии характерны градиенты снижения К„ на 79% на 1000 м. На второй стадии доминируют процессы растворения зерен на контактах зерен, формирование мозаичных структур, микростиллолитовых швов; градиенты снижено Кп – 3-4% на 1000 м. Динамика изменения коллекторских свойств карбонатных пород значительно сложнее. Изначально первичное поровое пространство в карбонатных биогенных породах представляет собой сложную систему, структура которой обусловлена морфологией и расположением рифостроящих (биогермостроящих) организмов (кораллы, строматопоры, мшанки, губки, сине—зеленые водоросли); более простую структуру порового пространства имеют карбонатные породы, сложенные обломками и фрагментами раковин и биогенных пород. Вместе с тем, на фоне закономерного ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород с глубиной наблюдаются отклонения в сторону более высоких значений коэффициентов пористости и проницаемости, а также замедление темпов уплотнения пород. Замедление темпов уплотнения пород обусловлено литологическими особенностями породы, химизмом флюидов, механическим влиянием флюидов. Наиболее предрасположены к замедлению темпов снижения коллекторских свойств крупнои среднезернистые песчаники с низким содержанием цемента. При погружении песчаников на большие глубины в результате возникновения структур растворения образуется жесткий каркас с определенными упругими свойствами, воспринимающий на себя большую часть геостатической нагрузки. Однородность размера зерен (хорошая обломочного материала) отсортированность обусловливает болыпую величину пористости, а в случае крупнозернистого песчаника и больший размер пор. Наличие в известняках и доломитах изначально крупных межформенных и внутриформенных пор и каверн также способствует сохранению или замедленному снижению пористости и проницаемости. По мнению некоторых исследователей замедлению темпов уплотнения песчаников способствует и большая толщина пласта. Для глинистых толщ это достаточно четко фиксируется по динамике процесса гидрослюдизации монтмориллонита (см. раздел 5.4). Замедляют процесс снижения коллекторских свойств находящихся в поровом пространстве жидкие и газообразные УВ, которые препятствуют или подавляют процессы аутигенного минералообразования. Механическое влияние флюидов на темпы снижения коллекторских свойств происходит в том случае, когда они находятся в поровом пространстве в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД). Вторичная пористость образуется в результате доломитизации известняков, выщелачивания отдельных минеральных компонентов породы, перекристаллизации обломочных и сформировавшихся ранее аутигенных минералов, трансформации слоистых силикатов. Многие исследователи обратили внимание на то, что процессы формирования вторичной пористости приурочены к определенным глубинам залегания. Н.А.Минским (1975) в вертикальном разрезе кальцитсодержащих пород выделяется две основные зоны: верхнюю А и нижнюю Б (рис. 8), граница между которыми проходит на глубине 1-1,5 км. Каждая зона подразделяется на несколько подзон. В подзоне A1 кальций пород-коллекторов растворяется водами, насыщенными углекислым газом. Эта зона характеризуется увеличенными значениями пористости. В подзоне А2 происходит уменьшение пористости, так как здесь происходит перекристаллизация кальцита. Зона Б также подразделяется на ряд подзон: подзона Б21 характеризуется увеличением пористости и проницаемости, вызываемым растворением кальцита и трансформацией монтмориллонита в гидрослюду (в результате последнего процесса уменьшается объем занимаемый этим минералом). Подзона занимает интервал глубин 1-3,0 км. В подзонах Б22 и Б23 происходит уменьшение пористости и проницаемости. Подзона Б21 Н.А.Минским выделяется как зона оптимальных коллекторов (ОК). Процессы формирования трещинообразования. вторичной Образование пористости трещин активизируются способствует в условиях интенсификации процессов массопереноса и массообмена. Рис. 8. Схема изменения коллекторских свойств кальцитсодержащих пород с глубиной (по Н.А.Минскому, 1975). а - пространство пор и трещин; 6 - кремнезем, силикаты; в - кальцит; г-максимальная пористость; д - максимальная проницаемость; Мпк - область наибольшего увеличения (аномалия) максимальных значений пористости с глубиной; г.у.к. - граница устойчивости кальцита; с. у. - ступенчатое уплотнение коллекторов; O.K. - область оптимальных свойств коллекторов. По А.А. Ханину(1969) склонность осадочных пород к трещинообразованию уменьшается в ряду: доломитизированные известняки- чистые известняки-доломитыаргиллиты-песчаники и алевролиты-ангидрито-доломитовые породы-ангидриты. Как правило, зоны трещиноватости приурочены к плоскостям разрывных нарушений, которые окружены системой оперящих трещин. По этим трещинам циркулируют растворы, растворяющая способность которых по отношению к вмещающим породам определяется степенью их минерализации, составом и обогащенностью газовой фазой (С02, Н2 и др.). Говоря о развитии вторичной пористости надо всегда иметь ввиду локальность распространения вторичных коллекторов в пространстве. Размеры зон вторичных коллекторов зависят от оптимального сочетания большого количества факторов (тектонический режим, литологический состав и строение разреза, примеров формирования вторичной пористости, в результате процессов упомянутых выше. Как правило, вторичные породы-коллекторы приурочены к породам залегающим (или залегавшим) на глубинах 3-3,5 км. Например, месторождение нефти и газа пермотриасовых отложений Мангышлака и плато Устюрт связаны с трещинными и порово-трещинными коллекторами. Залежи нефти в нефтекумской пермотриасового возраста на свите востоке Ставропольского края приурочены к зонам локального развития вторичных коллекторов. К сложным порово-кавернознотрещинным породам-коллекторам приурочены залежи газа на Оградненском месторождении в Нюйско-Джербинской впадине, на Бысахтахском месторождении в Березовской впадине на юго-западе Якутии. На Бысахтахском месторождении одна залежь газа приурочена к обширной зоне дробления сливных кварцевых песчаников венда. Существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов оказывает количество и минеральный состав цемента. Цемент осадочных пород - вещество, скрепляющее частицы осадочных пород (зерна, обломки пород, фрагменты скелетов организмов, оолиты и др.). В осадочных породах наиболее широко развиты глинистый и карбонатный цементы, реже сульфатный, цеолитовый, кремнистый, фосфатный и др. По объемному соотношению с цементируемым материалом выделяются следующие типы цемента: базальный, пойкилитовый, поровый, пленочный и контактовый. Первые три типа практически полностью заполняют поровое пространство. Независимо от состава и типа цементации однозначно уменьшаются емкостнофильтрационные свойства пород-коллекторов при увеличении содержания цемента. При прочих равных условиях (гранулометрический состав обломочной части, сортировка и др.) наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают мономинеральные кварцевые песчаники с минимальным (до 3-5%) содержанием глинистого цемента. В качестве примера можно привести песчаники ботуобинского горизонта на юго-западе Якутии. При значениях содержания цемента более 15-20% наиболее резко снижает значения открытой пористости карбонатный цемент. В случае присутствия в породе глинистого цемента при прочих равных условиях открытая пористость выше в песчаниках с каолинитовым цементом и ниже в песчаниках с монтмориллонитовым и гидрослюдистым цементом. Это достаточно четко, например, прослеживается в песчаниках перми и нижнего триаса Вилюйской синеклизы. 3.4.Породы-коллекторы, породы-покрышки, природные резервуары Породы обладающие, благодаря коллекторским свойствам (пористость, проницаемость), способностью аккумулировать и отдавать флюиды называются коллекторами. По морфологии пустотного пространства выделяются поровые, кавернозные, трещинные и смешанные коллекторы. Поровые (гранулярные) коллекторы характерны для терригенных и в меньшей степени для карбонатных пород. В поровых коллекторах размеры размерами обломочных и форма пор определяется зерен, степенью их окатанности, минеральным составом обломочных зерен, количеством и минеральным составом цемента. В карбонатных породах размеры и конфигурация пор определяется размером кристаллов кальцита и доломита, фрагментов раковин и скелетных остатков. Гранулярная пористость является сингенетичной, т. е. формируется одновременно с образованием осадка. Как было показано выше, в постседиментационной истории преобразования осадка происходит закономерное уменьшение величины гранулярной пористости, обусловленное влияние таких факторов, как давление, температура, вещественный состав породы и т. д. Кавернозные коллекторы характерны для карбонатных пород. Кавернозная составляющая пустотного пространства породы всегда является вторичной, формирующейся за счет растворения (выщелачивания) и выноса минеральной массы, за счет метасоматического замещения кальцита доломитом. Каверны в отличие от пор распределяются в породе неравномерно. Трещинные коллекторы образуются в плотных породах, практически лишенных гранулярной пористости. Это могут быть хемогенные породы с изначально отсутствующей гранулярной пористостью, а также породы лишившиеся гранулярной пористости в процессе постседиментационных преобразований. Чисто кавернозные и чисто трещинные коллекторы распространены очень редко. Наиболее распространены смешанные коллекторы - порово-трещинные, поровокавернозные, кавернозно-порово-трещинные, кавернозно-трещинные и т.д. Во всех этих типах коллекторов меняется соотношение кавернозной и поровой емкостей, доля трещинная емкости всегда существенно меньше и определяет проницаемость породы. Было предложено много классификаций пород-коллекторов, в которых учитывались литология и количественные значения пористости и проницаемости. Для терригенных коллекторов наиболее удобна классификация А.А.Ханина, в которой коллекторы делятся на шесть классов (табл. 1). Карбонатные породы-коллекторы классифицируются исследователями по признакам. Наиболее полной классификацией, учитывающей различным литогенетические особенности пород, имеющие важное значение для емкостно-фильтрационных свойств карбонатных пород, является классификация К.И.Багринцевой (1977). Эта классификация основана на разделении коллекторов по проницаемости с учетом генезиса пород, их структуры и текстуры. Таблица 1 Эффективна Класс коллектора терригенных Проницаемос коллекторов Характеристи ПородаКлассификация)! ка ть, по газу, пористость, мД (А.А.Ханин, 1969) % коллектора по 1 2 3 4 5 Песчаник среднезернистый >1000 >16,5 проницаемост I Очень Песчаник мелкозернистый >1000 >20 ии Алевролит >1000 >23,5 высокая крупнозернистый ёмкости Алевролит мелкозернистый >1000 >29 Песчаник среднезернистый 15-1й,5 II 500-1060 Высокая Песчаник мелкозернистый 18-20 Алевролит III 21,5-23,5 500-1000 крупнозернистый Высокая 500-1000 Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый 26,5-29 500-1000 11-15 100-500 Средняя Песчаник мелкозернистый 100-500 14-18 Алевролит 100-500 16,8-21,5 крупнозернистый Алевролит мелкозернистый 100-500 20,5-26,5 rv V VI Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый 5,8-11 8-14 10-16,8 12-20,5 0,5-5,8 <0,5 <2 2-8 3,310 <з,з 3,6-12 <3,6 10-100 10-100 10-100 10-100 1-10 110 1-10 <1 <! Пониженна я Низкая Весьма низкая <1 обычно не имеет <1 практическог о значения Породы, характеризующиеся низкой проницаемостью при перепадах давлений до первых сотен атмосфер и препятствующие фильтрации газа и нефти, называются покрышками. Породы-покрышки бывают сложены глинами, глинистыми алевролитами, мергелями и галогенными породами. Наилучшими экранирующими свойствами характеризуются пластичные породы, каковыми являются в первую очередь, каменные соли и глины. Строго говоря, все горные породы обладают в той или иной степени пластичностью, но каменные соли и глины характеризуются наибольшими скоростями пластических деформаций. Однако, проявление пластичных свойств этих пород с увеличением глубины залегания разное. Глинистые толщи с увеличением глубины залегания утрачивают пластичные свойства вследствие выжимания из породы седиментационной воды с гидрослюдизации монтмориллонита, глинистого минерала способного набухать и придавать глинистой породе пластичность. С утратой пластичности глинистые породы превращаются в неразмокающие аргиллиты, становятся трещиноватыми и их изолирующие свойства снижаются. У каменных солей с увеличением глубины залегания напротив возрастает пластичность, а на глубине свыше 3 км преодолевается предел текучести и каменная соль приобретает свойство текучести. По оценке И.В.Высоцкого около 70% всех покрышек образовано глинистыми толщами. В большинстве нефтегазоносных бассейнов мира залежи нефти и газа контролируются покрышками, сложенными глинистыми породами. В качестве примеров можно привести: верхнеюрско-валанжинскую и туронско-палеогеновую региональные покрышки в ЗападноСибирской нефтегазовой области; глинистые покрышки мелового - неогенового разреза Западного Предкавказья, глинистая толща олигоцена крупнейшей Сахаро-Ливийской нефтегазоносной провинции и др. В пределах Вилюйской синеклизы Республики Саха (Якутия) все открытые залежи газа и газоконденсата контролируются глинистыми покрышками. Покрышки, сложенные галогенными породами, главным образом, каменной солью, контролируют многие крупнейшие месторождения нефти и газа: эвапоритовая толща среднемиоценового возраста (нижний фарс) в нефтегазоносной провинции Персидского залива, сульфатно-соленосная толща пермского возраста Центрально-Европейского нефтегазоносного бассейна, глинисто-соленосная толща Сахаро-Ливийской нефтегазоносной провинции. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы регионально распространены терригенно-сульфатно-карбонатные породы иктехской серии нижнего кембрия. Природным резервуаром называется определенное соотношение в разрезе проницаемых (коллектор) и непроницаемых (покрышка) пород. По такому соотношению И.О.Брод предлагал выделять три основных типа природных резервуаров: пластовые резервуары, массивные резервуары, резервуары литологически ограниченные. Пластовый резервуар представляет собой сочетание пласта-коллектора, ограниченного по кровле и подошве пласта непроницаемыми пластами (рис. 9). Этот тип природного резервуара встречается практически во всех нефтегазоносных бассейнах мира и не редко имеет региональное распространение в пределах нефтегазоносных областей и провинций. В качестве такого примера можно привести: нижнетриасовый, таганджинский резервуар в пределах восточной части Вилюйской синеклизы и центральной части Предверхоянского прогиба, в строении которого присутствуют мономская и неджелинская покрышки и таганджинская свита, сложенная преимущественно песчаниками; карбонатную толщу верхнеюрской формации араб, в которой выделяется несколько самостоятельных пластов трещиновато-кавернозных известняков, разделенных пластами ангидритов, глинистых сланцев и глин в Саудовской Аравии и Катаре. В частности, к этому резервуару приурочено второе в мире по запасам месторождение нефти Гавар Рис. 9. Схема пластового резервуара. 1 - песчаник, 2 - глина. (начальные запасы 10,1 млрд. т), а также месторождение Абкайк (начальные запасы 1,2 млрд. т). К этому типу резервуара приурочена подавляющая часть разведанных запасов нефти и газа в мире. Массивный природный резервуар представляет собой сочетание толщи проницаемых пород (коллекторов) с толщей непроницаемых пород (покрышка) облекающей коллектор по кровле и с боков. Чаще всего резервуары такого типа приурочены к рифовым телам, эрозионным выступам (рис. 10). Рис. 10. Схема массивных резервуаров (по Н.А.Еременко, 1968): а- однородного, бнеоднородного. 1 - песчаники, 2 - мергели, 3 - глины, 4 - доломиты, 5 - известняки, 6 -алевролиты, 7 соленосные отложения. Литологически ограниченный резервуар представляет собой чаще всего линзовидное тело породы-коллектора, ограниченное со всех сторон непроницаемыми породами. В качестве примеров можно привести залежи газа в линзах песчаников глинистой мономской свиты нижнего триаса Вилюйской синеклиэы, залежи нефти и газа в линзовидных телах баровых песчаников, известные во многих нефтегазоносных регионах мира (рис. 11)- Рис. 11. Пример литологически ограниченного резервуара. Условные см. рис. 9. Глава 4. Залежи нефти и газа Осадочные породы, слагающие осадочный чехол, образуют самые различные трехмерные объемные формы. Природные резервуары, участвующие в строении этих объемных форм и характеризующиеся определенными емкостными и фильтрационными свойствами, и являются местом возможного накопления и сохранения углеводородов. 4.1. Ловушки и их классификация Безусловно обязательным условием формирования скопления нефти и газа является наличие ловушки - части природного резервуара в которой возможно накопление и сохранение углеводородных флюидов. Ловушками нефти и газа могут быть сводовые части антиклинальных структур, зоны литологического выклинивания и стратиграфических несогласий, участки резкого изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и тектонически экранированные участки структур. Академик И.М.Губкин предлагал различать ловушки структурного и литологического типов. Американский геолог-нефтяник А.Леворсен выделял три типа ловушек: структурные, стратиграфические и комбинированные. Н.А.Еременко ловушки подразделял на: складчатых дислокаций, разрывных дислокаций, стратиграфических несогласий, литологические и различные комбинации. Н.Б.Вассоевич предлагал различать замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые ловушки. Под замкнутыми и полузамкнутыми Н.Б.Вассоевич подразумевал ловушки, образующиеся в результате выклинивания породколлекторов, а незамкнутыми - ловушки структурного типа. Во всех перечисленных схемах находят отражение основные факторы, приводящие к формированию ловушек: структурный, литологический, стратиграфический. В целом, все разнообразие ловушек можно подразделить на две группы: антиклинальные и неантиклинальные. Антиклинальные ловушки приурочены антиклинальным изгибам слоев пород-коллекторов и пород покрышек (рис. 12). Контролируются чаще всего локальными положительными структурами третьего порядка (и более мелкими), реже структурами второго порядка (куполами и валами). Неантиклинальные ловушки в свою очередь подразделяются на: литологические и стратиграфические ловушки. Рис. 12. Объемная модель антиклинальной ловушки (по Г.А.Габриэлянцу, 1984). 1 - изогипсы кровли, в м; 2 - песчаники; 3 - глины. Формирование ловушек литологического типа обусловлено: выклиниванием терригенных пород-коллекторов по восстанию пластов (рис. 13), ухудшением в силу разнообразных причин фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов как по латерали, так и по вертикали. К числу причин приводящих к резкому ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов можно отнести: ловушки представлены линзами песчаных пород внутри преимущественно глинистой толщи, ловушки приурочены к аллювиальным отложениям русел палеорек, ловушки приурочены к рифовым телам и погребенным формам палеорельефа. Рис. 13. Модель ловушки, образований в результате выклинивания песчаников вверх по восстанию (по Г.А.Габриэлянцу, 1984): а - блок-диаграмма, б - структурная карта. 1 - песчаники, 2 - глины, 3 - изогипсы кровли пласта в м; 4- линия выклинивания песчаников. Последние В.В. Семеновичем выделяются в отдельный палеогеоморфологический тип ловушек неантиклинальной группы. Ловушки стратиграфического типа образуются при несогласном перекрытии головных частей и пластов пород-коллекторов непроницаемыми толщами (рис. 14). Рис. 14. Модель ловушки, образованной в результате стратиграфически несогласного перекрытия пластов песчаников непроницаемыми породами (по Г.А.Габриэлянцу, 1984): 1 - песчаники; 2 - глины; 3 - поверхность стратиграфического несогласия; 4 -изогипсы кровли покрышки, в м . Кроме того, ловушки могут формироваться в результате напора встречного потока Платовых вод, оказывающих противодавление на мигрирующие нефть или газ (гидродинамическая ловушка). Выделяются также самозапечатывающиеся ловушки, где роль экрана в голове пласта породы-коллектора играют закированные породы (породы насыщенные битумом - продуктом субаэрального выветривания нефтей насыщавших этот пласт). В природе все же чаще встречаются ловушки, образовавшиеся в результате действия нескольких факторов. Например, большое количество залежей в пермских и нижнетриасовых приурочено к отложениях ловушкам Хапчагайского мегавала структурно-литологического (Вилюйская типа (рис. синеклиза) 15). Весьма разнообразен спектр ловушек в верхнедокембрийских - нижнепалеозойских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы (рис. 16). Рис 15. Профильный разрез Соболох-Неджелинского месторождения по продуктивным горизонтам нижней юры, нижнего триаса и верхней перми. Свиты: Tind - неджелинская, Titg - таганджннская, Timn - мономская, T2+3U -тулурская, J|ks кызыпсырская, Jisn - сунтарская. Рис. 16. Примеры ловушек нефти и газа. 1,2 - коллекторы: 1 - нефтегазонасьпценные, 2 - водонасыщенные; 3 -литологические замещения коллекторов непроницаемыми отложениями; 4 - покрышки; 5 - породы кристаллического фундамента; 6 - стратиграфические несогласия; 7 -разрывные нарушения (Непско-Ботуобинская антеклиза..., 1986). Наиболее часто встречаются ловушки, представляющие собой комбинации разнообразных антиклинальных ловушек с дизъюнктивными нарушениями (рис. 17). Рис. 17. Схема ловушки , образовавшейся в результате экранирования тектоническим нарушением (по Г.А.Габриэлянцу, 1984). 1 - песчаник, 2 - глина, 3 - тектоническое нарушение, 4 - нефть. Не каждая ловушка содержит скопление УВ; по этому признаку ловушки подразделяются на продуктивные и пустые. 4.2. Основные понятия о залежах и их параметрах Под залежью нефти или газа понимается единичное скопление нефти или газа. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Деление залежей на промышленные и непромышленные определяется сочетанием технологических и экономических факторов. Совершенствование технологии разработки залежей, приводящее к увеличению доли извлекаемых из недр нефти и газа, расположение залежи в районе, где развита нефтегазодобывающая инфраструктура, при равных геологических условиях залегания, снижают нижнюю планку размеров промышленной залежи. Форма и размер залежи в основном определяются формой и размерами ловушки. Главным параметром залежи являются ее запасы. Различают геологические и извлекаемые запасы. Под геологическими запасами нефти и газа понимают количество нефти и газа, находящееся в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Извлекаемыми запасами является количество нефти и газа, приведенное к атмосферным условиям, которое извлекается из залежи в процессе ее разработки. Отношение извлеченных запасов нефти или газа к геологическим называется коэффициентом извлечения. Коэффициент извлечения нефти колеблется в очень широких пределах и зависит от большого количества геологических, физико-химических и технологических факторов. Как правило, он редко превышает 0.5 (в долях единицы). В мировой практике известны случаи более высоких коэффициентов извлечения нефти: на месторождении Восточный Техас (США) коэффициент извлечения - 0.8, на Туймазинском месторождении (Волго-Уральская провинция) - около 0.6. Коэффициент извлечения газа колеблется в пределах 0.6-0.8, редко выше. Остановимся на элементах залежи и ее параметрах. На рис. 18 приведена принципиальная схема сводовой пластовой залежи. Поверхность разделяющая нефть и воду или газ и воду называется подошвой залежи или поверхностью газонефтяного (водонефтяного, газоводянного) раздела (контакта) - ГНК. ВНК и ГВК (соответственно). Линия пересечения поверхности раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Линия пересечения поверхности раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность раздела горизонтальна то контуры в плане параллельны изогипсам кровли пласта. В случае наклонного положения поверхности раздела контур будет пересекать изогипсы структурной карты, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела. Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Наличие газовой шапки под нефтью является свидетельством Рис. 18. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко, 1968) 1 - подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - внутренний контур нефтеносности (контур водоносности); 4 - поверхность газонефтяного раздела; 5 - внешний контур газоносности (контур газовой шапки); 6 - внутренний контур газоносности; 7 - длина залежи; 8 - ширина залежи; 9 высота залежи; 10 - высота газовой шапки; 11 - общая высота газонефтяной залежи; 12 - газовая часть залежи; 13 - газонефтяная часть залежи; 14 - нефтяная часть залежи; 15 водонефтяная часть залежи. того, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре. Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высотой залежи (высотой нефтяной части или высотой газовой шапки) называется расстояние по вертикали от подошвы до ее наивысшей точки. В газонефтяной залежи можно выделить газовую часть (рис. 18). Газовая часть располагается внутри внутреннего контура газоносности. Между внешним и внутренним контурами газоносности располагается газонефтяная часть залежи. Нефтяная часть (рис. 18) залежи располагается между внутренним контуром нефтеносности и внешним контуром газоносности. Водонефтяная часть залежи (рис. 18) располагается между внешним и внутренним контурами нефтеносности. В ее пределах под нефтью залегает вода. Вода, залегающая под нефтью или газом, называется подошвенной. Вода, залегающая за внешним контуром нефтегазоносности называется законтурной. 4.3. Давление и температура в залежах нефти и газа Давление и температура являются наиболее важными характеристиками залежей нефти и газа, во многом определяющими условия разработки месторождений. Изменение одного из этих параметров неизбежно приводит к изменению другого. Изменения этих параметров сказывается на параметрах залежей (изменение объемов флюидов, находящихся в залежи, изменение соотношения газовой и жидкой фаз в залежи). Флюиды, содержащиеся в породах-коллекторах, находятся под определенным давлением (силой, с которой флюид давит на стенки пор в коллекторе), которое называется пластовым давлением. Механизм формирования пластового давления сложен и определяется в самом общем виде сочетанием двух факторов - геостатического и гидростатического. Осадочные породы в естественном залегании находятся в сложнонапряженном состоянии, определяемом весом вышележащих пород геостатическое давление), интенсивностью и длительностью тектонических движений (боковое давление) и механическими свойствами самих пород. Величина геостатического давления определяется мощностью и плотностью пород в точке измерения: Pгео.=(Нх2,3)/10=0.23H, где Н - мощность пород в точке измерения, в м., - 2.3 - средняя плотность осадочных пород. Гидростатическое давление создается весом воды, заключенной в пласте-коллекторе или системе пластов-коллекторов. При сообщении пласта с дневной поверхностью величина пластового давления определяется весом столба воды от точки измерения до дневной поверхности. Такое давление принято называть гидростатическим: Ргид. = (Н ɣ), где Н- высота водяного столба, в м. ; ɣ - плотность воды. Независимо от причин, определяющих пластовое давление, его величина на глубинах до 2.0 - 2.5 км чаще всего может быть определена высотой столба жидкости с учётом ее удельного веса. При вскрытии пласта в скважине высота столба жидкости уравновешивает пластовое давление в пласте. В резервуарах, имеющих сообщение с земной поверхностью, пластовое давление в статических условиях (без движения вод хотя этот допуск условен в геологическом масштабе времени) определяется уровнем зеркала воды в резервуаре в области его связи с земной поверхностью (имеется ввиду непосредственный выход пласта на поверхность, связь через зоны разломов или карстовые системы). Если в пласте по тем или иным причинам происходят изменения пластового давления, то они неизбежно отразятся на положении свободного зеркала воды данного резервуара. В любой скважине, вскрывшей этот пласт, уровень столба жидкости окажется на одном уровне. Поверхность, проведенная через эти отметки, называется пьезометрической. При упрощенном расчете ожидаемого давления в пласте удельный вес воды принимается за единицу. В этом случае давление определяется по формуле Р = Н/10. Водоносные системы в земной коре имеющие связь с поверхностью, напор в которых создается за счет инфильтрации атмосферных и поверхностных вод в породы-коллекторы и за счет образуемой этими водами гидростатической нагрузки, называются инфильтрационными водонапорными системами (по А.А.Карцеву). В таких системах наблюдаются разные соотношения между расчетным (Р=Н/10) и наблюдаемым условным гидростатическим давлениями. На рис.19 показан водоносный пласт, вскрытый тремя скважинами. В скв. № 1 наблюдаемое и расчетное давления совпадают (H1=H11), в скв. № 2 расчетное давление (Р=Н21 / 10) меньше наблюдаемого (Р=Н/10), поскольку Н2>Н21 , в скв. № 3 расчетное давление (Р=Н31/10) заметно выше, наблюдаемого (Р=Н3/10), поскольку Н31>Н3. Во-первых, эти вариации обусловлены рельефом местности, а во-вторых, тем, что пьезометрические поверхности чаще всего располагаются под углом к горизонтальной поверхности. При этом угол наклона пьезометрической поверхности прямо пропорционально определяется через приведенные давления, рассчитываемые от условно выбранной поверхности. На рис. 19 приведенные давления равны: Рис. 19. Схема распределения гидростатических давлений и P11=P1+h1/10; P12=P2+h2/10; P13=P3+h3/l0. пьезометрической поверхности. Величина приведенного давления в любом участке пласта определяется высотой пьезометрической поверхности над поверхностью приведения. Жидкость в резервуаре будет двигаться в сторону наклона пьезометрической поверхности, т. е. движение флюида в пласте-резервуаре всегда направлено в сторону меньших приведенных давлений. В ловушках заполненных водой давление изменяется пропорционально глубине измерения. В ловушках содержащих газ, нефть и воду возникает избыточное давление над гидростатическим, которое пропорционально высоте залежи газа или нефти. На рис. 20 показана пластовая сводовая залежь газа. В т. А гидростатическое в случае заполнения водой Р = (Нув - h4ув) /10 = h1ув/10, в случае заполнения ловушки газом Р= (Hɣв - [h2ɣг + hɣв]) / 10. Определим разницу давлений: δР = [Hγв - (h2γг + hЗγв)[/10 - Нγв – h4γв = γв(h4- h3) - h2γг/10 ; так как h4 - h3 = h2 то δР = h2 (γв - γг)/10 где h2 - высота газовой залежи. Гипсометрическая поверхность Гповерхность сравнения Рис. 20 Расчет избыточного давления в газовой залежи. Аналогичный расчет можно сделать и для нефтяной залежи: δР = h (γв -γн)10 где h - высота точки над разделом нефть - вода, (γв - γн) - разница удельных весов воды и нефти в залежи. По Р.Г.Семашеву в инфильтрационных системах количество поступающей в единицу времени Qпост. не равно количеству жидкости, удаляющейся из системы в единицу времени Qyд; другими словами, для инфильтрационных систем должно соблюдаться соотношение Qnocт ≤ Qyд. В случае Qпост >Qyд в водонапорной системе появляется избыточное количество жидкости, которое приведет к приращению давления. Водонапорные системы, в которых пластовое давление выше гидростатического, называются элизионными (рис. 20). В элизионных системах это избыточное (по отношению к гидростатическому) давление возникает за счет выжимания вод из уплотняющихся, главным образом, глинистых пород в породыколлекторы, с одной стороны, и полузамкнутым или замкнутым характером водоносной системы по отношению к поверхности, с другой. В элизионных системах часто возникают условия, при которых пластовое давление значительно превышает гидростатическое. Такое давление называется аномально высоким пластовым давлением (АВПД). По мнению разных исследователей к АВПД относятся давления, превышающие гидростатическое более чем на 10-30 % (рис. 21). В числе основных факторов приводящих к возникновению АВПД исследователи называют гравитационное уплотнение осадочных пород, приток высоконапорных флюидов в гидродинамически замкнутые резервуары, возникновение различных локальных геологических причин. К числу последних можно отнести, например, процесс перехода гипса в процессе дегидратации в ангидрит, повышение в силу каких-то причин температуры в пределах "запечатанной" залежи, "сохранение" давления в залежи, испытавшей подъем к земной поверхности и т.д. Рис. 21. Основные закономерности изменения пластовых давлений с глубиной. I гидростатическое давление; II - геостатическое давление; заштрихована зона развитая АВПД. В некоторых нефтегазоносных бассейнах наблюдаются пластовые давления ниже гидростатического - аномально низкие пластовые давления (АНПД). Чаще всего АНПД фиксируется в нефтегазоносных бассейнах, где развиты толщи многолетнемерзлых пород. По Н.В. Черскому толща многолетнемерзлых пород изолирует водоносные горизонты как от источников питания, так и от областей разгрузки, что и является основной причиной возникновения АНПД. Формирование криолитозоны сопровождается понижением температуры, что несомненно также сказывается на возникновении АНПД. Так, во всех глубоких скважинах пробуренных в пределах Вилюйской синеклизы, в мезозойском разрезе выше региональной сунтарской глинистой покрышки нижнеюрского возраста, фиксируется АНПД. АНПД фиксируется и на большей части территории Непско-Ботуобинской антеклизы. Температура является важнейшим параметром, определяющим состояние флюида (газ, жидкость) в пласте. Повышение или понижение температуры неизбежно сказывается на фазовом соотношении флюидов, находящихся в пласте. Температура является важнейшим фактором в процессе литофикации осадочных пород, в процессе генерации углеводородов. По современным представлениям тепловая энергия Земли имеет, главным образом, глубинное происхождение и связана с радиоактивным распадом изотопов урана, тория, калия и с гравитационными процессами в мантии. По оценке Н.Л.Добрецова на континентах вклады радиогенного тепла коры и мантии примерно равны, а на океанических плитах (вне активных зон) заметно преобладает вклад мантии. Кроме того, ряд исследователей считают, что существенную роль в общем тепловом балансе Земли играет солнечная радиация, которые рассматривают осадочную толщу аккумулятором солнечной энергии. Основными характеристиками теплового поля Земли являются тепловой поток и геотермический градиент. Тепловой поток (ТП) определяется как произведение вертикального геотермического градиента в приповерхностной зоне литосферы и теплопроводности, слагающих ее пород. В значительной степени величина ТП определяется рельефом дневной поверхности и кристаллического фундамента, характером вертикальных движений литосферы, движением подземных вод, ландшафтно-климатическими условиями. Многими исследователями отмечается, что ТП на древних платформах отличаются стабильностью (40-45' мВт/м2). В самом общем виде ТП зависит от возраста складчатости и складчатого основания. Минимальные значения ТП устанавливаются в пределах кристаллических щитов (например, 20-30 мВт/м2 на Анабарском щите), максимальные (70- 74 мВт/м2 - в кайнозойских подвижных поясах. С уменьшением возраста складчатости (возраста складчатого основания и платформы) увеличивается теплового поля. Во многом неоднородность это определяется теплофизическими свойствами пород - теплопроводностью (Вт/м-град) и теплоемкостью (Дж/кгград) пород. Теплопроводность - свойство горной породы передавать тепло от более нагретых элементов породы (разреза) к менее нагретому элементу. Основные виды передачи тепла в горных породах - кондуктивная (лучистая) - за счет передачи тепла через минеральный скелет породы и конвективная - за счет движения флюидов в породах . Экспериментально показано, что в самом общем виде теплопроводность горных пород зависит от пористости и плотности пород. Чем ниже пористость и выше плотность пород, тем выше теплопроводность пород. Среди литологических типов пород теплопроводность возрастает в ряду глины - песчаники - карбонатные породы - каменная соль. Теплофизические свойства пород существенно влияют на геотермический градиент. Геотермический градиент (ГГ) понимается как прирост температуры в °С на 100 м. Среднее мировое значение ГТ 3.3°С/100 м., а пределы колебания от 0.5-1 до 20 °С/100 м. В нефтегазоносных бассейнах преобладают значения ГГ - 1.8-3°С. Геотермический градиент отражает скорость нарастания температуры с глубиной. ГГ зависит от теплофизических свойств пород. Это отчетливо видно на рис. 22. Наличие в разрезе мощных толщ, сложенных глинистыми породами, характеризующимися низкой теплопроводностью, будет сопровождаться уменьшением величины ГГ, Напротив, наличие в разрезе каменной соли, обладающей высокой теплопроводностью, приведет к увеличению величины ГГ. Массивы каменных солей в разрезе называют "холодильниками", а наличие в разрезе мощной глинистой толщи приводит к увеличению пластовых температур, поскольку глинистые породы затрудняют свободную конвекцию тепла и являются как бы "изоляторами" тепла. Изменение температуры в недрах оказывает существенное влияние на флюиды, находящиеся в породах-коллекторах. Как уже отмечалось, повышение температуры сопровождается повышением пластового давления. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и повышение вязкости газа. С изменением температуры изменяется соотношение газообразной и жидкой фаз. Например, количество газа, которое может раствориться в нефти (газовый фактор), может достигать при высоких температурах и давлениях 1100 м3 в одном кубическом метре нефти. При высоких температурах в пласте могут происходить процессы парообразования и конденсации, протекающие в обратном направлении обычному фазовому превращению (жидкость - пар), т.е. выпадение жидкости из газового раствора (ретроградное растворение') и ее испарение при повышении давления (ретроградное испарение). Среди природных Теплопроводность горных пород колеблется в широких пределах - от 0.04 до 11 Вт/мград Рис. 22. Геотермическая характеристика разреза скв. 166 Туймазинского района (по Еременко, 1968). растворов способностью к ретроградным превращениям обладают газоконденсаты. Зависит от пластовой температуры и количество газа растворенное в пластовой воде. В целом растворимость углеводородных газов в воде несколько ниже, чем в нефти. С повышением температуры растворимость газовых компонентов сначала падает, достигая минимума при 60 -100°С, а затем быстро увеличивается. ГЛАВА 5. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА Многочисленные гипотезы происхождения нефти, высказанные с мчала VII века до настоящего времени, несмотря на большое разнообразие подразделяются на две группыорганического и неорганического происхождения. 6.1. Неорганические (абиогенные) гипотезы происхождения нефти и газа Одним из первых идею неорганического происхождения нефти в середине XIX века выдвинул французский химик Вертело, который высказал предположение о том, что нефть образовывается в недрах Земли из минеральных веществ. Д.И.Менделеев изложил свою гипотезу неорганического происхождения нефти. Образование УВ в недрах Земли, по его мнению, происходит в результате взаимодействия карбидов металлов с водой. 11амример, с карбидом железа: 2Fe + 3H20 = Fe203 + СгНб. В 1892 г. В.Д.Соколовым была высказана гипотеза космического происхождения нефти. По его мнению, в составе первичного газопылевого облака, из которого образовалась Земля, находились УВ. По мере формирования Земли УВ оказались в мантии. По мере остывания мантии УВ выделяются из нее и мигрируют в литосферу. В XX веке идея неорганического синтеза УВ наиболее активно развивалась в Советском Союзе (Н.А.Кудрявцев, В.Е.Перфильев) и США (Мак-Дерлот). Н.А.Кудряцев в 1954 г. выдвинул гипотезу образования УВ а мантии. По его предположению из углерода и водорода, имеющихся в магме, образуются углеводородные радикалы СН, СНа, СНз, которые как и водород выделяются из магмы при снижении температуры и давления. Пока нет ни теоретических, ни экспериментальных данных, которые могли бы показать возможность неорганического синтеза не метана или отдельных простейших УВ, а сложной и закономерной по составу системы УВ, азотистых, сернистых, кислородных и металлоорганических соединений, весьма сходных по комплексу признаков с биоорганическим веществом. Все основные доводы в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти являются косвенными и допускают двойственное объяснение, как с позиции неорганического, так и органического генезиса нефти. В качестве основных аргументов в пользу неорганического происхождения нефти сторонники этого направления приводят следующее: присутствие в спектре космических тел соединений углерода с водородом; наличие в атмосфере планет Солнечной системы метана; возможный синтез УВ неорганическим путем; присутствие горючих газов в вулканических газах; обязательное насыщение нефтью всего разреза в нефтегазоносном районе ("закономерность Кудрявцева") от самого верхнего продуктивного горизонта вниз до пород фундамента включительно; - наличие нефти в изверженных породах и породах кристаллического фундамента; - региональная приуроченность скоплений нефти и газа к зонам глубинных разломов. - 5.2. Гипотезы органического происхождения нефти и газа Органическое происхождение нефти и природного газа в настоящее время признается большинством специалистов нефтяной геологии. Это положение обуславливается большим количеством геологических, геохимических и химических доводов. К числу основных геологических доводов можно отнести: - абсолютное большинство известных скоплений нефти и газа (99.9%) приурочено к осадочным образованиям от протерозоя до четвертичных; - неравномерность скоплений нефти и газа в литосфере; приуроченность абсолютного большинства скоплений к определенным тектоническим элементам земной коры. В числе геохимических доводов можно привести: - нефть и природные горючие газы через различные переходные формы имеют тесную взаимосвязь с другими горючими ископаемыми (каменные угли, горючие сланцы), органическое происхождение которых не вызывает сомнений; - наличие в рассеянном органическом углеводородных компонентов сходных соединениями различных фракций нефтей. с веществе (РОВ) углеводородными Многочисленны химические доводы в пользу органического происхождения нефти: установление особенностей состава и молекулярной структуры УВ, азотистых, кислородных, сернистых и металлоорганических соединений нефти свидетельство об их генетическом родстве с аналогичными молекулярными структурами живого вещества. Одним из таких свойств общих для живого вещества и нефти, является оптическая активность, определяемая наличием зеркальных стереоизомеров, вращающих плоскость поляризации света. Оптическая ассимметрия органических молекул служит убедительным основанием для вывода о наличии живого вещества или продуктов его посмертного разложения. С этих позиций оптически активная нефть может быть только Продуктом биосферы, а ни в коем случае не результатом неорганического синтеза. Другим свойством нефти, свидетельствующим о ее происхождении от живого вещества, является присутствие в нефти многочисленных "молекулярных ископаемых", или молекулярных структур, унаследованных от биоорганического вещества. Первыми открытыми в нефти хемофоссилиями явились порфирины. Важными биогенными метками нефтей являются свойственные живому веществу изопреноидные УВ, особенно фитан и пристан, возникновение которых связывают с фитолом - структурным элементом молекулы хлорофилла. Пристан известен непосредственно в теле некоторых животных. По мере все более глубокого изучения нефти количество открываемых таких структур непрерывно возрастает. В настоящее время считается, что концентрация их в нефти может достигать 30-40% от ее массы. Основоположником представлений об органической природе нефти и газа можно считать великого русского ученого М.В.Ломоносова. В своем труде "0 слоях земных" он высказал предположение об образовании нефти из углистого вещества под воздействием подземного тепла. В середине прошлого века в США американские исследователи придерживались также мнения об образовании нефти путем длительной "перегонки" осадочных пород, обогащенных ОВ. В начале XX века большинство исследователей склоняется к мысли о связи нефти с сапропелевым органическим веществом. Академиком И.М.Губкиным была выдвинута стройная схема длительного процесса нефтегазообразования - от накопления осадков до связи формирования месторождений с тектоническими движениями земной коры. В 40-50-е годы XX столетия теория органического происхождения нефти рассматривала процесс образования нефти как, главным образом, отжатие из глин битуминозных компонентов РОВ, образовавшимися в процессе погружения пород. В эти годы сторонники теории органического происхождения нефти отказались от представлений о валовом превращении ОВ в нефть, о необходимости значительных концентраций ОВ. В эти же годы детальными литолого-битуминологическими исследованиями начинается интенсивное изучение углеводородной части РОВ. Определенную долю РОВ составляют битумоиды. Битумоиды - это органические вещества, растворяющиеся в органических растворителях (хлороформ, спиртобензол и др.). Битумоиды, выделяемые из РОВ хлороформом, называются хлороформенными битумоидами ГХБ). ХБ, наиболее обогащенная углеводородами часть ОВ, является одним из наиболее основных параметров нефтематеринских пород. Отношение величины содержания ХБ к содержанию Сорг в РОВ обозначается коэффициентом р (% вес.).В составе ХБ различают масляную и смолистоасфальтовую части. Обязательным компонентом масляной фракции являются углеводороды. Были установлены количественные и качественные изменения ХБ в процессе литогенеза. Так, выяснилось, что количество ХБ достигает максимума в РОВ, степень преобразованности которого соответствует длиннопламенной и газовой стадиям карбонизации ОВ гумусовых углей. Были введены понятия, отражающие процессы перемещения углеводородных компонентов в осадочных породах. Сингенетичный бигумоид (СБ) - углеводородная фракция РОВ, незатронутая процессами эмиграции. Паравтохтонный битумоид - подвижная часть СБ, претерпевшая незначительное перемещение в пределах материнской породы. Этот процесс можно назвать протомиграцией. Остаточный битумоид (ОС) - СБ лишенный наиболее подвижной своей части в результате миграции. Эпигенетичный битумоид (ЭБ) - наиболее легкая масляная часть, отделившаяся от СБ и переместившаяся из материнского пласта. По своему элементному составу ЭБ очень близок к нефти (этот битумоид можно назвать микронефтью). Понятие "микронефть" было введено Н.Б.Вассоевичем в 1952 г. В 60-70-е годы установлены фундаментальные положения, позволившие построить стройную теорию органического происхождения нефти. Методом материального баланса в отношениях атомов С, Н, О, N и S в элементном составе ХБ была показана возможность миграции углеводородной части РОВ в осадочных породах. (СГ.Неручев, А.Э.Конторович, Е.А.Рогозина и др.). Появился механизм оценки нефтематеринского потенциала пород. В эти же годы А.А.Трофимуком и А.Э.Конторовичем был показан механизм эмиграции УВ из глинистых пород, отрицавшийся сторонниками неорганического происхождения нефти и не имевший весомой аргументации у сторонников органического происхождения нефти. Методом материального баланса соотношения С, Н и гетероатомов была показана реальность процесса эмиграции углеводородных соединений, генерируемых в РОВ. При этом было указано на затрудненность эмиграции из центральных частей глинистых нефтематеринских толщ. В эти же годы экспериментальными работами была доказана возможность эмиграции УВ из глинистых материнских пород вместе с отжимаемыми из глин и глинистых пород седиментационными водами, вместе со сжатыми газами и в виде однофазной газонефтяной системы. В 70-80-х годах были окончательно сформулированы основные положения вертикальной зональности генерации жидких и газообразных УВ в процессе катагенетического преобразования осадочных пород. Эта зональность увязана со шкалой карбонизации гумусовых углей. Решающий вклад в формирование этих представлений сделали советские геологи и геохимики: В.А.Соколов, Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович, А.А.Трофимук, И.В.Высоцкий, СГ.Неручев, В.А.Успенский и многие другие. Фундаментальными положениями явились введенные в понятия "главная фаза (зона-) нефтеобразования" (Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович) в 1967 г. (в зарубежной литературе "oil window"). Н.Б.Вассоевич (1967 г.) всю сумму накопленных представлений о генетической связи РОВ, захороненного в осадочных толщах, с нефтью, подчеркивающую органическую связь нефтеобразования с литогенезом, предложил именовать осадочномиграционной теорией нефтеобразования. 5.3. Осадочно-миграционная теория нефтегазообразования Накопленные геолого-геохимические данные позволяют в общих чертах представить в соответствии с осадочно-миграционной теорией модель нефтегазообразования в терригенных породах. Исходным материалом для всей сложной гаммы углеводородных соединений, входящих в состав нефти и природного газа, является органическое вещество (ОВ), находящееся в литосфере в рассеянной (РОВ) и концентрированной (КОВ) форме. РОВ присутствует в природе в виде мелких включений (детрит) и тончайших частиц. По условиям образования РОВ может быть автохтонным, т. е. образовавшимся за счет той среды, в которой формировался осадок, и аллохтонным, поступившим в осадок из другой среды. Выделяются два основных генетических типа РОВ - сапропелевый и гумусовый. Сапропелевое РОВ представляют собой продукт преобразования, главным образом, бентоса (водоросли, травы и организмы, населяющие дно водоема и природный слой) и планктона (растительные и животные организмы, проживающие в водной среде). Гумусовое РОВ представляют собой продукт преобразования целлюлозно-лигниного материала наземной растительности. В осадочных породах, как правило, РОВ представляют собой смесь сапропелевого и гумусового ОВ, соотношение долей которого меняется в зависимости от литофациального облика пород и возраста отложений. В докембрийских и нижнепалеозойских отложениях присутствуют ОВ только сапропелевого типа. Наземная растительность появилась в девоне. С верхнедевонскими отложениями связаны наиболее древние промышленные скопления каменного угля. В осадочных породах содержание РОВ, как правило, не превышает 1-2%. Широко распространены концентрации менее 0.1 %. Наиболее бедны РОВ красноцветные и карбонатные породы. В отдельных случаях концентрация РОВ превышает 20 % (такие породы относятся к горючим сланцам). Принято оценивать содержание РОВ в осадочных породах по содержанию в них Сорг. Среднее содержание Сорг. в глинистых породах -1-1.1 %, в алеврито-песчаных - 0.3-0.4%, в мергелях - 0.4%, в карбонатах -0.2%. Литолого-битуминологическими исследованиями установлено, что количество и состав ХБ зависят от типа исходного ОВ и фациального генезиса осадков. Было установлено, что при прочих равных условиях сапропелевая органика более богата ХБ, чем гумусовая. Представим последовательность процессов, из которых складывается сущность осадочномиграционной теории нефтегазообразования. Любая осадочная порода на стадии седиментации (формирования осадка) содержит то или иное количество ОВ. От литофациального облика пород зависит количество и тип ОВ, захороненного в осадке, степень его аэробной преобразованности. Естественно, например, предположить, что условия захоронения липидных компонентов ОВ, являющихся основным источником жидких УВ, в застойных водоемах значительно благоприятнее, чем в русловых фациях или в условиях литорали. В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза в результате микробиальной деятельности из ОВ выделяются газообразные продукты (С02, СИ»). На этой стадии происходит упрощение структуры ряда соединений, входящих в состав липоидной составляющей ОВ. На этой стадии происходит интенсивное отжатие седиментационных вод, насыщающих осадок. Происходит сокращение объема порового пространства глинистых пород с 60 до 25 %, происходит уплотнение осадка, увеличение его плотности. Следующая стадия преобразования осадка - катагенез, подразделяется на прото -(ПК|.з), мезо -(MKi.5) и апокатагенез (АКм). Протокатагенез, соответствующий буроугольной стадии карбонизации гумусовых углей, характеризуется началом процессов новообразования и преобразования УВ путем слабого термолиза и (или) термокатализа (по Н.Б.Вассоевичу). Эти процессы обусловливаются повышением температуры и давления в осадочной породе, испытывающей погружение. К завершению этой стадии катагенеза (соответствует буроугольной стадии карбонизации углей) в РОВ увеличивается содержание ХБ, т. е. возрастает битумоидный коэффициент (ХБ/Сорг). Стадию мезокатагенеза (МК) принято подразделять на 5 этапов, соответствующих пяти маркам каменных углей - MKi (Д-длиннопламенные), МК2 (Г-газовые), МК3 (Ж-жирные), МК4 (К-коксовые) и МК5 (ОС-отощенно-спекающиеся). Со стадией мезокатагенеза нефтеобразования. связаны основные события, составляющие процесс На этапах МК) и МК2 наиболее интенсивно в результате термокатолиза и мягкого термолиза (по Н.Б.Вассоевичу) происходит новообразование жидких и газообразных УВ. С этими этапами связана главная фаза нефтеобразования (ГФН), или главная зона нефтеобразования (по А.Э.Конторовичу). Исследованиями отечественных и зарубежных геологов (Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович, С.Г.Неручев, А.А.Трофимук, Ю.И.Корчагина, А.М.Акрамходжаев, Б.Тиссо, Р.Пеле, Д.Вельте и др.) определены основные геолого-геохимические параметры ГФН (ГЗН) (термин ГФН характеризует термобарические условия нефтеобразования, а термин ГЗН определяет положение этих условий в трехмерном пространстве): положение в вертикальном ряду донецкой шкалы углефикации на уровне Д-Г (в отдельных случаях до Ж), температурный диапазон 60-150 °С, кристаллохимические преобразования глинистых минералов (в первую очередь, гидрослюдизация монтмориллонита), возрастание в РОВ коэффициента р, количества УВ, повышение содержания С в элементном составе нерастворимой части ОВ и т.д. На рис. 23 и 24 приведены изменения коэффициента битуминозное™ и элементного состава ХБ РОВ сапропелито-гумитового и гумито-сапропелитового типов пермских, верхнеюрских и меловых отложений Вилюйской синеклизы. Из сопоставления этих графиков видно, что при наличии общей тенденции в изменении рассматриваемых параметров с увеличением глубины залегания, в то же время присутствуют существенные различия. В РОВ гумито-сапропелитового типа изменения в составе РОВ фиксируются уже с конца стадии ПК и начала MKi (1500-1800 м), тогда как в РОВ сапропелито-гумитового типа увеличение коэффициента, а фиксируется на глубинах 2200-2500 м. Для гумито-сапропелитов характерны более высокие значения коэффициентов р. С нарастанием степени катагенетической преобразованности РОВ фиксируется снижение коэффициента битуминозности (Р). Для РОВ сапропелито-гумитов это наблюдается на глубинах свыше 4000 м (рис. 23 ), а для гумито-сапропелитов - на глубинах около 2500 м (рис. 24). Такая динамика изменения ряда параметров РОВ рассматривается большинством исследователей как доказательство эмиграции наиболее мигрантноспособной углеводородной части РОВ из материнских пород в породы-коллекторы. Этот процесс называется первичной миграцией (см. раздел 5.4). Подобная динамика изменения количественных показателей ХБ, свидетельствующих о процессах новообразования УВ и их эмиграции из материнских пластов, установлена во многих нефтегазоносных бассейнах мира (рис. 25). Из сравнения этих графиков видна однонаправленность процесса. Различие же в глубинах залегания пород, в которых происходят адекватные процессы, определяются влиянием большого количества факторов. К числу этих факторов относятся: температура,давление, Рис. 23. Изменение степени битумииозности и элементного состава ХБ РОВ сапропелито-гумитового типа в пермских -мезозойских отложениях Вилюйской синеклизы в зоне катагенеза. 1 - пермские, 2 - меловые, 3 - верхнеюрские. Рис. 24. Изменение степени битумииозности и элементного состава ХБ РОВ гумитосапропелитового типа в пермских -мезозойских отложениях Вилюйской синеклизы в зоне катагенеза. Усл. обозначения см. рис. 23. Рис. 25. Зависимость битумоидного коэффициента в глинах и аргиллитах от максимальной глубины погружения в морских терригенных формациях (сапропелевое органическое вещество), по А.Э.Конторовичу (1976). А - тоарские сапропелевые глины Западно-Европейской платформы (Парижский бассейн); Б волжско-берриаские сапропелевые глины Западно-Сибирской плиты; В -меловые отложения Западно-Сибирской плиты; Г - майкопские отложения Скифской плиты (Западное Предкавказье); Д палеогеновые отложения Ферганской впадины. 1 -линии минимальных и максимальных значений; 2 линии медианных значений. геологическое время (длительность), литологический состав отложений, тип органического вещества, особенности геологического развития, гидродинамические и гидрохимические условия, геотермический режим. Продолжающееся погружение материнской породы на большие глубины сопровождается повышением пластовых температур. Породы попадают в геотермические условия главной фазы газообразования (ГФГ) - температура от 150 до 200-250°С. Пространственно, это диапазон глубин от 3.5-5 км до 6-9 км, выделяемый в главную зону газообразования (ГЗГ). В шкале углефикации эта фаза приурочена к этапам МК: от NQQ до АК. Этот этап преобразования РОВ характеризуется интенсивной генерацией газообразных УВ (главным образом, метана). В этой зоне происходит глубокая термохимическая деструкция нерастворимой части РОВ. Экспериментальными данными в ГФГ фиксируется преобладанием в газовой фазе метана. Количество метана в закрытых породах (в расчете на РОВ) возрастает в несколько раз. Генерация УВ - газов синхронно сопровождается почти полной эмиграцией их в породы-коллекторы. В пластовых водах пород-коллекторов В ГНЗ наблюдается максимальная концентрация водорастворенного метана с приближением упругости его паров к давлению насыщения, т. е. к условиям выделения газа в свободную фазу. Следует заметить, что процесс генерации газообразных УВ более универсален, чем процесс генерации жидких УВ. Образование газов происходит на всех этапах постседиментационной истории преобразования осадка. На этапе протокатагенеза образуется СО2 и СН4. В метагенезе в балансе образующихся газов преобладают гомологи метана, образующиеся одновременно и с жидкими УВ. При довольно четко определяемых термобарических параметрах фаз генерации жидких и газообразных УВ, в осадочных бассейнах мира наблюдаются существенные различия в глубинном положении зон генерации УВ (рис. 26). Рнс. 26. Глубинная зональность катагенеза РОВ в отложениях некоторых нефтегазоносных регионов мира, по данным Г.М.Парпаровой и С.Г.Неручева. 1 - Поволжье (Волго-Уральская провинция); П- Припятская впадина; III- Днепрово-Донецкая впадина; IV -Вилюйская синеклиза; V - Предкавказье; VI - склон Скифской плиты на границе с Терско-Каспийским прогибом; VII - Мангьшшак; VIII - центральная часть Западно-Сибирской плиты; IX - Восточная Камчатка; X - Аляска; XI -Калифорния; XII - Азербайджан; ХШ Прикаспийская впадина. Стадии катагенеза: 1 - ПК; 2 - МК,; 3 - МК2; 4 - МК3; 5 - МК,. Г.М.Парпаровой и С.Г.Неручевым (1981) показано, что наиболее растянутая глубинная зональность (нижняя граница ПК до 3.1 км, МК) - до 4.2 км, МКг - 5 км и глубже) наблюдается в кайнозойских осадочных бассейнах, в синеклизах и впадинах, как молодых, так и древних платформ со значительной толщиной осадочного чехла (8-20 км), в районах проявления соляного тектогенеза. Сжатая глубинная зональность (ПК - до 1.5 км, МК( - до 2 км, МК2 - до 2.4-2.7 км) наблюдается на древних и эпипалеозойских платформах и в районах палеозойской и мезозойский складчатости. Приведенные данные ' однозначно свидетельствуют об однонаправленности процессов протекающих в осадочно-породных бассейнах (ОПБ). Различия же в глубинах залегания осадков и пород, в которых происходят адекватные процессы, определяются влиянием большого количества факторов. К числу этих факторов относятся: температура (геотермический режим), давление, геологическое время (длительность того или иного процесса), литологический состав отложений, тип органического вещества, его количество, особенности геологического развития, гидродинамические и гидрохимические условия. Между всеми этими факторами существуют причинно-следственные связи. Все эти причинноследственные связи существуют в пределах единой системы - в осадочно-породном бассейне (ОПБ). "Осадочно-породный бассейн" является по Н.В. Лопатину (1983) открытой динамической неравновесной самоорганизующееся системой. Эволюцию ОПБ можно рассматривать как последовательную смену различных условий организации этой системы. В любой системе может быть выделено множество подсистем, которые, в свою очередь, могут рассматриваться как системы. В системе ОПБ можно выделить три подсистемы - минеральную, водную и углеводородную. Для каждой из этих подсистем характерна определенная совокупность процессов, происходящих в конкретных термобарических условиях. Так, например, в определенном объеме пород ОПБ могут происходить одновременно процессы: литификации осадочных пород, выражающиеся в изменении физических свойств пород, в структурно-вещественных преобразованиях этих пород; термокаталитического преобразования ОВ, приводящего к изменению в нем соотношения углеводородных и неуглеводородных компонентов; фазовые превращения углеводородных флюидов и процессы миграции воды и УВ. Структура ОПБ полихронна во времени и пространстве. Другими словами, структура ОПБ может быть неодинаковой в трехмерном пространстве (по трем осям координат) вследствие разных глубин залегания пород - в разных частях ОПБ может наблюдаться неодинаковое количественное соотношение трех подсистем (в верхних частях разреза на долю водной подсистемы может приходиться 25 % и более объема этой части системы, а в нижних - менее 10 %; в соответствии с вертикальной зональностью генерации УВ в различных частях ОПБ будут разные объемные соотношения между водной и углеводородной подсистемами, а также различные соотношения газообразных и жидких УВ в углеводородной подсистеме. Структура процессов, протекающих в системе ОПБ, является синхронной и диахронной. Синхронность их заключается в параллельном течении процессов (литификация пород, катагенез ОВ и генерация УВ, эмиграция УВ и т. д.), а диахронность - в разновременности состояний тгапов, стадий одного процесса в разных участках ОПБ. Из осадочно-миграционной теории происхождения нефти вытекает, а практика геологоразведочных работ подтверждает, как отмечал Н.Б.Вассоевич (1967 г), что все более или менее крупные области устойчивого опускания земной коры, выполненные как субаквальными отложениями, так и образованиями континентального генезиса достаточной толщины (не менее 1,5-2 км) являются зонами генерации УВ. И оценка перспектив нефтегазонасыщенности тех или иных территорий в настоящее время базируется на положениях этой теории. Заключая раздел, рассматривающий генезис УВ, следует, однако, заметить, что признание генетической связи нефти и газа с фоссилизированным в осадочных породах ОВ, отнюдь не исключает абиогенное происхождение некоторых углеводородных соединений, главным образом, метана. И говоря, в принципе, о дуалистической природе УВ, несомненно то, что доля абиогенных УВ ничтожно мала по сравнению с количеством УВ, явно органического происхождения. 5.4. Понятие о первичной миграции Под первичной миграцией понимается совокупность процессов приводящая к перемещению генерируемых в нефтегазоматеринской толще жидких (микронефть) и газообразных УВ в породуколлектор. Как отмечалось в предыдущем разделе (5.3) в зонах генерации жидких (ГЗН) и газообразных (ГЗГ) УВ в элементном составе битумоидов фиксируются изменения содержания С, Н, N, О, S, что является свидетельством реальности происходящих в определенных термобарических условиях процессов эмиграции УВ.из материнской породы. Кратко рассмотрим механизм первичной миграции. По мере увеличения глубины залегания пород, в последних под действием веса вышележащих пород (геостатическое давление) происходит уменьшение объема порового пространства. В глинистых породах на глубинах 2-3 км коэффициент открытой пористости снижается до 5-10%. Процесс уменьшения пористости глинистых пород функционально связан с процессом отжатия из глин седиментационных (поровых) вод. Генерированные в ГЗН УВ, как жидкие, так и газообразные, частично растворяются в поровой воде и отжимаются вместе с этой водой в расположенные выше и ниже по разрезу глинистой толщи песчаные породы- коллекторы, в которых поровые давления значительно ниже и близки к условному гидростатическому. Значительное количество УВ из материнских пород мигрирует в свободной фазе. По расчетам И.В.Высоцкого, в ГЗН жидкие УВ из материнских пород эмигрируют в свободной фазе, меньшая их часть - в виде ретроградного раствора и лишь очень немного в водорастворенном состоянии. Как уже отмечалось в разделе 5.2, А.А.Трофимуком и А.Э.Конторовичем была предложена количественная модель эмиграции УВ из пласта глин. Эта модель получила название хроматографической. В основе этой модели лежат изменения элементного, компонентного и углеводородного состава ХБ. Согласно этой модели ХБ РОВ из кровельной и подошвенной частей глинистого пласта характеризуются меньшими значениями Р.более низким содержанием С и Н, более высоким содержанием гетероэлементов (рис. 27). Рис. 27. Профильный разрез отложений верхнего лейаса. Средневилюйсжая площадь, скв. 19 (А.Э.Конторович, 1976). С позиций хроматографического процесса такое распределение А.Э.Конторовичем объясняется тем, что промытость кровельной и подошвенной частей пласта подвижной фазой больше, чем промытость центральных частей пласта, т. е. через единицу площади кровельной и подошвенной частей пласта пройдет большее количество, обладающих растворяющей способностью, водных, жидких углеводородных и газообразных растворов. К числу наиболее вероятных механизмов первичной миграции УВ из глинистых толщ относятся эвакуация углеводородных компонентов в водорастворенном состоянии, в истинных и коллоидных растворах, в сжатых природных газах. Правомерность предположения о возможности первичной миграции УВ в растворенном состоянии вытекает из никем не оспариваемого явления отжимания седиментационных вод из глинистых пород в процессе их гравитационного уплотнения и их экспериментальных данных по растворимости углеводородных соединений в воде. Так, •жспериментально показано увеличение растворимости углеводородных соединений в воде с возрастанием температуры (Двали, 1967; Жузе и др., 1971 и др.). Получила экспериментальное подтверждение возможность эмиграции жидких УВ в виде тонкодисперсных эмульсий (Сергеевич, Сафронова, 1979): в пластовых условиях может происходить самопроизвольное образование микроэмульсий с последующим растворением в воде. Вместе с тем, разобщенность с пространстве процесса отжимания основного объема поровых вод их глин, завершающегося, чаще всего, на глубинах до 1000 м, и ГНФ (глубины, как правило, больше 2000 м) как будто бы свидетельствовала о незначительной роли этого механизма в процессе эвакуации УВ из глинистых пород. Рассматриваемому механизму первичной миграции способствует процесс гидрослюдизации монтмориллонита (Конторович, 1976 и др.). На непосредственную связь процессов первичной миграции и гидрослюдизации монтмориллонита указывает, установленный Г.В.Лебедевой, Г.А.Лебедевым (1974) и В.Ю.Ивенсеном и Г.В.Ивенсен (1975), факт отставания процесса гидрослюдизации в центральных частях мощных глинистых толщ (рис. 28). Рис. 28. Содержание монтмориллонита и гидрослюды в породах нижнего триаса в разрезе по р. Бегиджан (Предверхоянский прогиб) (Ивенсен В.Ю., Ивенсен Г.В., 1975). 1 песчаники, 2 - алевролиты, 3 - аргиллиты, 4 - гидрослюда, 5 - монтмориллонит. Сопоставление этих данных с установленным фактом сохранения монтмориллонитов на глубинах 5-6 км и более в мезозойских и кайнозойских отложениях позволяет сделать предположение о существовании условий миграции УВ в водорастворенном состоянии из глинистых толщ в значительном интервале глубин. Этот вывод хорошо согласуется с данными К.Магары (Magara, 1980). Сопоставив характер уплотнения глинистых пород и изменение содержания в них УВ для третичных отложений Канадского арктического архипелага, дельты р.Нигера и Японии, К.Магара выделил зону эффективного вытеснения жидкости (zone of effective fluid exphulsion) из материнских пород, в которой выводится из глин от 30 до 70 % общего количества генерированных УВ. Зона эффективного вытеснения жидкости из глин для рассмотренных районов располагается в интервале глубин 1500-4100 м. Мак-Доуэлл (McDowell; 1975) на примере бассейна Лос-Анджелес и Пермского бассейна США, Персидского залива и Западно-Сибирской плиты пришел к выводу о том, что до 50% генерированных УВ могут эмигрировать из материнских пород с отжимаемыми седиментационными водами. Значительная часть газообразных УВ эмигрирует из глин в свободном состоянии. А.Э.Конторович, сопоставив количество генерируемых углеводородных газов и отжимаемых из глин седиментационных вод, пришел к выводу о том, что чем богаче породы органическим веществом, тем большую роль при прочих равных условиях играет первичная миграция в свободном состоянии (Конторович, 1967). И.В.Высоцкий (1979) считает, что основной формой первичной миграции газообразных УВ является струйное перемещение в коллектор. Движение свободного газаа возможно в виде газо- или гидроразрыва, а также в виде пузырьков, проталкивающихся в коллектор вместе с выжимаемой водой. Предположение о первичной миграции жидких УВ в газовой фазе базируется на способности сжатых газов растворять в себе жидкие и твердые УВ. Опытным путем (Жузе, Сафронова, 1967; Белецкая, 1967 и др.) доказана возможность извлечения битумоидов из осадочных пород и их переноса через породы сжатыми газами. В геологической литературе приводятся описания возможных механизмов первичной миграции под действием тех или иных энергетических полей. Так, В.В.Коцеруба и СП.Мушенко (1967) расчетным путем показали возможность выдавливания капелек нефти под миянием гравитационных сил. А.А.Геодекян с соавторами (1984) предложили механизм первичной миграции УВ, в основе которого лежит эффект изотермической перегонки путем диффузии. Заключая этот обзор, можно сказать следующее - вряд ли правильно выделять какой-то механизм первичной миграции в качестве основного. Правильнее говорить о преобладании того или иного механизма на определенных этапах истории преобразования материнской породы. Время действия каждого из них, их эффективность определяется сложным сочетанием большого количества физико-химических и геологических факторов. По И.В и В.И.Высоцким (1986), в процессе погружения материнской толщи в условиях нормального уплотнения имеет место смена механизмов эмиграции УВ. Так, к примеру, согласно расчетам Л').Конторовича (1967, 1972), газовый фактор отжимаемых вод из тинистых пород с гумусовым ОВ возрастает от буроугольной к плиннопламенной стадии и резко падает на газовой. Следовательно, с возрастанием стадии катагенетической преобразованности ОВ падает роль эмиграции УВ в водорастворенном состоянии, но одновременно с I уменьшением газонасыщенности воды возрастает растворимость в ней ' жидких УВ, т. е. на газовой стадии могут возникнуть условия для эмиграции жидких УВ в виде истинного раствора. На этом же этапе эмиграция жидких УВ может протекать в виде коллоидных растворов. При дальнейшем погружении породы попадают в термобарические условия ГФГ - здесь возможно растворение жидких УВ в газовой фазе. Здесь следует обратить внимание на одно обстоятельство, практически не отмечаемое в схемах эмиграции УВ из материнских пород. Эмиграция УВ из материнских глинистых пород в коллектор представляется как перемещение УВ в субвертикальной плоскости. Вместе с тем, анизотропность физических свойств глинистых пород, особенно на ранних стадиях катагенеза, на наш взгляд, обуславливает существенные масштабы перемещения УВ по латерали в пределах глинистых пластов. Подобным образом могло произойти образование макроскоплений в пределах материнского пласта. Последующее погружение пласта приводило к сокращению объема порового пространства породы, ухудшению физических свойств, возрастанию порового давления на отдельных участках пласта до аномально высоких величин и проявлению естественных гидроразрывов (Сафронов, 1970). Посредством естественных гидроразрывов могло происходить перемещение УВ в пределах материнского пласта как по вертикали, так и по горизонтали. Роль естественного гидроразрыва в процессе перемещения УВ в пределах материнского пласта возрастает с увеличением степени преобразованности пород материнской толщи. ГЛАВА 6. МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА, ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА Под миграцией нефти и газа понимается любые перемещения в пределах литосферы. Различают два вида миграции - первичную (раздел 5.4), протекающую в нефтегазоматеринских породах, и вторичную, протекающую в проницаемых породах и приводящую как к формированию залежей нефти и газа, так и к их разрушению. 6.1. Вторичная миграция нефти и газа Основными факторами гидравлический факторы. вторичной миграции являются Гравитационный и Под гравитационным фактором вторичной миграции нефти и газа Понимают действие силы тяжести. Под действием силы тяжести капли нефти и газа, попадающие в насыщенную водой породу-коллектор, будут •сплывать в кровельную часть пласта. Под действием сил всплывания (" архимедова сила") газ займет более высокое положение в пласте по сравнению с нефтью, в силу разностей их плотностей. Перемещению капель нефти или газа под действием силы всплывания препятствует капиллярное давление, существующее в заполненном водой пустотном пространстве породы. Перемещение капель нефти или газа возможно только в случае когда сила всплывания (давление прорыва, по В.П.Савченко) превысит величину капиллярного давления. Величина капиллярного давления зависит от размеров пор, межпоровых каналов, трещин, от степени гидрофильности породы, от сил возникающих на Поверхностях разделов нефть - вода, газ - вода и нефть - газ. Под гидравлическим фактором вторичной миграции нефти и газа понимают действие градиентов давления, существующих в Гидродинамических системах. В случае существования в гидродинамической системе (инфильтрационной, элизионной, см. раздел 4.3) разных приведенных давлений, в системе возникают условия для движения воды. В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа. В этом же направлении могут передвигаться в кровельной части проницаемого пласта струи нефти и газа в свободной фазе. В этом случае перемещению капель нефти и газа также будут препятствовать капиллярные явления. Выделяются три основные формы миграции. УВ перемещаются в пределах коллектора вместе с водой в водорастворенном состоянии, в истинных и коллоидных растворах (пассивные формы миграции); - в свободном состоянии; - в виде ретроградных растворов. Исходя из соотношения объема газов, находящихся в водорастворенном состоянии и в свободном (промышленные запасы газа составляют по оценке Л.М.Зорькина (1975), менее 10% от растворенных в воде), можно предположить, что наиболее универсальным механизмом вторичной миграции газообразных УВ является миграция газа в водорастворенном состоянии. В настоящее время нет единого взгляда на механизм формирования газовых скоплений. Одни исследователи (В.П.Савченко, А.Л.Козлов и др.) считают, что скопления газа формируются в результате струйной миграции газа; другие (Н.М.Кругликов, В.Н.Корценштейн, А.Е.Гуревич и др.) придерживаются мнения о преобладающей роли в формировании месторождений газа, мигрирующего в водорастворенном состоянии. Строго говоря, даже в случае формирования скопления газа за счет водорастворенных УВ необходимо допускать перемещение свободного газа. Другими словами, в схеме: углеводородные газы, растворенные в воде - скопление углеводородных газов всегда должно быть промежуточное звено - миграция газа в свободном состоянии. Т. е выделившийся, в силу тех или иных причин, в свободную фазу газ должен до ловушки мигрировать в свободном состоянии (за исключением того случая, когда газ выделяется из воды непосредственно в ловушке). Жидкие УВ могут мигрировать с движущейся водой в виде истинных и коллоидных растворов. Экспериментально установлена растворимость жидких УВ в воде, которая возрастает с увеличением температуры и давления. По данным Л.Прайса (Price, 1976), при температуре 150°С содержание нефти в пластовой воде может достигать 130 г/л. Огромный объем газов находящихся в водорастворенном состоянии обуславливает и возможность нахождения в литосфере газов в свободном состоянии. Причин вызывающих выделение водорастворенного газа в свободное состояние, много. Основными из них, по Е.А.Гуревичу и др. (1972), являются: восходящее движение подземных вод, подъем водоносных толщ, содержащих газонасыщенные воды, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод, движение потока газонасыщенных вод через температурную зону, при которой растворимость углеводородных газов минимальна (для метана 70-90°С), смешение газонасыщенных вод различной минерализации. Выделяющиеся пузырьки газа всплывают в кровельную часть пласта-коллектора и создают критическую > газонасыщенность, при которой начинается фильтрация газа. Другими словами, выделяющийся в свободное состояние водорастворенный газ как бы "подготавливает пути" для струйной миграции, которая по В.П.Савченко (1968), начинается при достижении газонасыщенности в 10-15%. СП.Максимов с соавторами (1977) считали, что высокая газонасыщенность проницаемых пластов способствует и латеральной миграции нефти в жидкой фазе. Л.Леворсен (1970) отмечал, что движение нефти и газа должно сопровождаться увеличением размеров их скоплений в результате захвата по пути движения рассеянных в воде нефтяных и газовых капель, что приведет к увеличению плавучести этих скоплений. При совместной миграции нефти и газа в силу различия плотностей неизбежно происходит дифференциация - газ заполняет наиболее высокие гипсометрически участки ловушек. При наличии на одном структурном элементе (моноклинали, гомоклинали, склоне крупного поднятия) цепи ловушек дифференциация нефти и газа проявляется наиболее отчетливо. Этот принцип дифференциального улавливания УВ был высказан в 50-е годы советским ученым С.П.Максимовым и канадцем В.Гассоу ("принцип Максимова-Гассоу"). На рис. 29 показана принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа по С.П.Максимову. В случае 1 приведена схема для ситуации, когда пластовые давления в залежах нефти ниже давления насыщения газа. В ситуации II приведена схема для ситуации, когда давление насыщения газа будет меньше пластового давления. Для первого случая, если наиболее погруженные антиклинальные складки или купола полностью заполнены газом, то нефть они улавливать не будут. Нефть будет мигрировать дальше вверх по восстанию пласта. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение двух наиболее погруженных ловушек, то в следующей, более высокоозалегающей, скопится нефть или нефть с газовой шапкой. В следующей по восстанию ловушке скопится нефть. Для второго случая , самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом. При миграции нефти в гипсометрически более ловушки, где пластовое давление может оказаться ниже давления насыщения, газ начнет выделяться из нефти и образовывать газовые шапки или чисто газовые залежи. В этом случае самые высокие ловушки могут оказаться снова чисто нефтяными. Рис. 29. Принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа в Последовательной цепи ловушек (по С.П.Максимову). 1 - нефть, 2 - газ. 1 –Р пл< Рнас ; II –Р пл > Р нас. Распределение залежей нефти и газа в соответствии с принципом дифференциального улавливания установлено во многих нефтегазоносных регионах мира. На рис. 30 приведено распределение залежей нефти и газа в альбских отложениях ЕйскоБерезанского района Краснодарского края. Существуют самые разные суждения о масштабах (расстояниях) латеральной миграции. Так, Б.С Коротков и В.Ф.Симоненко (1977) считают, что формирование залежей нефти и газа может протекать без существенной латеральной миграции. К.Б.Аширов с соавторами (1977) ограничивают масштабы латеральной миграции первыми десятками Рис. 30. Распределение залежей нефти и газа в альбских отложениях в ЕйскоБерезанском районе Краснодарского края (Еременко, 1968). 1 - газоконденсатные месторождения; 2 - газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой; 3 - предполагаемые газонефтяные месторождения; 4 - предполагаемые пути миграции углеводородов; 5 - стратоизогипсы по кровле саятонских известняков. километров. Для Западной Сибири, по мнению И.И.Нестерова, характерно формирование залежей УВ за счет "ближней" миграции, расстояние которой не превышает длины склонов поднятий. А.Л.Козлов (1977) отмечал, что масштабы латеральной миграции определяются размерами бассейна и конкретными геологическими условиями, а дальность миграции может колебаться от немногих километров до 200-300 км и даже 500 км. С.П.Максимов и др. (1977) предлагали выделять три типа латеральной миграции УВ: местная и локальная (расстояние до 5-20 км), региональная (от 30 до 100 км) и дальняя, охватывающая несколько зон нефтегазоскопления (многие сотни км). Эти же авторы пишут, что дальность миграции УВ зависит от ряда факторов - структурного, литолого-фациального, гидродинамического, физико-химического и историко-геологического. Говоря о дальности латеральной миграции, по видимому, необходимо иметь ввиду следующее. Вряд ли можно говорить о широком фронте мигрирующих латерально вверх по восстанию пластов углеводородов. Латеральная дальняя миграция может осуществляться только в случае движения УВ в ограниченном объеме пород, слагающих различной протяженности "каналы". Такие "каналы" могут быть приурочены, в первую очередь, к гребням (по К.Н.Кравченко) и к осевым частям антиклинальных зон, осложняющих моноклиналь (по В.П.Савченко). В подобном случае латеральная миграция УВ в свободном состоянии может осуществляться на значительные расстояния. Движение по такому каналу представляет собой непрерывнопрерывистый процесс. Непрерывность процесса обусловлена непрерывностью генерации УВ в зоне генерации и их концентрацией за счет всплывания в кровельной части пластаколлектора. Дискретность процесса обусловлена ограниченным во времени сохранением соотношения: архимедова сила > капиллярного барьера. В таком случае дальнюю миграцию УВ в свободной фазе следует представлять не как движение непрерывной струи, а как дискретное перемещение "капель" по "каналу". Толщина "капель" (определяющая архимедову силу), при которой последняя приходит в движение, будет определяться конкретными физико-геологическими условиями. Создающаяся в "канале" при движении "капель" остаточная нефте- и газонасыщенность будут способствовать снижению величины капиллярного давления. В качестве примеров формирования скоплений нефти в результате дальней латеральной миграции можно привести месторождение тяжелых нефтей Атабаски во впадине Альберта (рис. 31). Песчаники формации Клируотер, вмещающие месторождение, находятся в зоне развития буроугольной стадии метаморфизма углей. А материнские породы девона и нижнего мела находятся на расстоянии около ISO км западнее. Предполагается, что эти месторождения могли образоваться в течение длительной миграции УВ (в течение всего палеогена и неогена) на восток по поверхности несогласия в основании меловых отложений. В качестве другого примера можно привести Верхнечемедикенское нефтидопроявление в нижнеюрских песчаниках, залегающих трансгрессивно на кембрийских отложениях на юго-восточном склоне Анабарской антеклизы, которое образовалось в результате дальней латеральной миграции нефти из Вилюйской синеклизы. О генетической принадлежности этих нефтей к верхнепалеозойским отложениям можно судить изотопному составу углерода нефтей, полученных из пермских и нижнетриасовых продуктивных горизонтов на Средневилюйском и Толон-Мастахском месторождениях (рис. 32). Важное значение в процессе вторичной миграции и аккумуляции УВ играет и вертикальная миграция. В первую очередь, это обязательное участие вертикальной компоненты в латеральной миграции, выражающееся в вертикальных перетоках флюидов по "гидрогеологическим окнам", зонам разрывных нарушений. Другими словами, латеральная миграция в большинстве случаев является ступенчатой, в которой сочетаются движение по пласту и перетоки из одного пласта в другой. Вертикальная компонента латеральной миграции, Рис. 31. Месторождения тяжелых нефтей Атабаска (Альберта, Канада). Рис. 32. Изотопный состав нефтей месторождений Вилюйской синеклизы и окисленной нефти Верхнечемедикенского месторождения. 1 - положение ГЗН, месторождения : 2 - газовые и газоконденсатные, 3 -окисленной нефти, 4 - содержание изотопа С13 в углероде нефтей. отличающаяся прежде всего большей скоростью движения за счет более высокого градиента давлений, сопровождается значительными превращениями мигрирующих флюидов (здесь не имеется ввиду вертикальный переток через покрышку). И.В.Высоцкий (1982), рассматривая процессы первичной и вторичной миграции с историко-генетических позиций, выделяет три стадии, различные по формам миграции: 1) водоэкстракционная (эллиозная), в течении которой эмиграция и миграция жидких УВ происходит в водорастворенном состоянии. Нижняя граница этой зоны определяется по пористости глин - при пористости глин - при пористости 5% и ниже вода из глин не отжимается. На этой стадии образование крупных скоплений УВ не происходит; 2) после элизионная (безводная) процесса эмиграции УВ процессы генерации превалируют накопление четко в УВ и коэффициент 2-4 аргиллитах Ю-И.Корчагиной а и над толще. например, нарастает км, материнских материнской фиксируется, глинах глубин в из по с процессом (Добавим, затем снижается; Западного На эта этой стадия глубиной максимума было показано Предкавказья, стадии происходит - битумоидного достигая это замедлением эмиграции что максимальной глубиной, для отложений. изменению с др. характеризуется достаточно коэффициента погружения в - интервале Н.Б.Вассоевичем, А.Э.Конторовичем для Западной Сибири, А.М.Акрамходжаевым для Ферганской впадины и др-); 3) газоэкстракционная, в которую эмиграция жидких УВ происходит в газорастворенном состоянии, а миграция в свободном состоянии. Время и место проявления этих стадий, по мнению И.В.Высоцкого, определяется соотношением в разрезе толщин глинистых нефтематеринских свит и емкостей породколлекторов. Суммируя вышеизложенное, можно констатировать, что в эволюционирующем ОПБ по мере снижения емкостных свойств пород, увеличения температуры и давления происходит смена пассивных форм миграции УВ (водорастворенное состояние, коллоидные растворы) активными формами. Доли массопереноса тем или иным механизмом определяется многими факторами, ведущими из которых являются тип и количество ОВ, состав и строение разреза, скорость осадконакопления. 6.2. Образование залежей нефти и газа Существуют самые разнообразные представления о времени формирования залежей нефти и газа. Если суммировать все эти взгляды об образовании залежей нефти и газа, то можно констатировать, что они могут образоваться практически на любом этапе развития осадочного бассейна - от диагенетической стадии преобразования осадка и захороненного в нем ОВ до завершающей фазы складчатости, а также на любом отрезке постскладчатой истории осадочно-породного бассейна. Другими словами, после поступления УВ в породуколлектор в условиях оптимального сочетания геологических и физико-химических факторов могут возникнуть условия для аккумуляции нефти или газа. Как уже отмечалось выше, на фоне превалирующего процесса, - процесса рассеивания УВ, существование залежи нефти или газа рассматривается как состояние динамического равновесия. Нарушение этого равновесия (например, в результате расформирования ловушки, утраты покрышкой изолирующих свойств и т.д.) приведет к расформированию залежи. Исходя из этого логично допустить, что какая-то часть существующих на современном этапе развития литосферы залежей нефти и газа образована углеводородами, неоднократно в геологическом прошлом образовывавшими залежи нефти и газа, находившиеся в этом же бассейне в других структурно-геологических условиях. В настоящее время используется довольно много способов (методов) определения времени и продолжительности формирования месторождений нефти и газа. В самом общем виде их можно подразделить на две группы: геологические методы и методы, основанные на составе и свойствах УВ. Все эти методы основываются на определенных допущениях и ограничениях, вследствие чего достоверность результатов в большинстве случаев невысока, а временные интервалы могут варьировать в очень широких пределах. Среди геологических методов отметим геолого-генетический и минералогический. В основе геолого-генетического метода лежит анализ историко-генетических причинноследственных связей, определяющих генерацию УВ, и пространственно-временных соотношений между зонами генерации и аккумуляции УВ в пределах осадочного бассейна. Методом ретроспективных реконструкций определяется время прохождения той или иной частью разреза зон генерации УВ, определяются палеотемпературы и степень катагенетической преобразованное™ пород и ОВ. На основании химико-битуминологических данных определяются масштабы генерации УВ разного фазового состава. Определяются направления возможной латеральной миграции УВ. Образованию залежи нефти или газа предшествует возникновение условий для их аккумуляции, т. е. формирование ловушки. Следовательно, более или менее определенно в большинстве случаев можно говорить о периоде развития того или иного осадочного бассейна, в течении которого не могли образоваться залежи нефти или газа. Длительность такого периода может быть самой различной. Так, по данным французских и канадских геологов и геохимиков (Б.Тиссо, Дж.Деру и др.) гигантские залежи тяжелых нефтей на западном склоне Канадского щита (Атабаска, Вабаска и др.) образовались как за счет палеозойских, так и мезозойских нефтей. Эти исследователи, рассматривая условия генезиса и миграции УВ на западном склоне Канадского щита (впадина Альберта), отмечают, что девонские отложения могли реализовать свой генерационный потенциал только в конце мела и начале палеогена. Другими словами, крупнейшие месторождения нефти Редуотер, Ледюкс, Вудбенд приуроченные к рифовым постройкам среднедевонского возраста, протягивающимися в субмеридиональном направлении вдоль западного склона Канадского щита, могли сформироваться не раньше мелового периода. В качестве аналогичного примера можно привести крупнейшее нефтяное месторождение Алжира Хасси-Месауд (рис. 33). Продуктивные горизонты приурочены к породам кембрия-ордовика, которые с резким несогласием перекрываются солеяосными отложениями триаса. Это месторождение сформироваться, исходя из постулатов осадочно-миграционной теории, не раньше мелового периода. Рис. 33. Профильный разрез месторождения Хасси-Мессауд (Справочник..., 1976). 1 - кварциты и песчаники; 2 - песчано-глинистые породы; 3 -аргиллиты; 4 -глинистоангидритовые породы; S - каменная соль; 6 - андезиты; 7 - фундамент; 8 -нефть. С другой стороны есть примеры, когда диапазон времени возможного формирования залежей исчисляется первыми миллионами лет. Так А.Леверсен (1958 г.) рассчитал, что продолжительность формирования залежей месторождения Кетлмен-Хилс (Калифорния) составляла от 0.1 до 1 млн. лет. Ф.М.Багир-Заде (1969) установил, что время формирования залежей на Апшеронском п-ве в продуктивной толще плиоценового возраста составляло 0.78-0.97 млн. лет. Такой же порядок цифр приводится для ряда месторождений Мексиканского Предкарпатского прогиба залива, (Румыния) и Плоештинско-Фокшанской др. Все эти примеры области относятся к месторождениям, приуроченным к кайнозойским отложениям и скорее всего могут рассматриваться как показатели длительности формирования месторождений нефти и газа. В основе минералогического метода лежит допущение того, что УВ находящиеся в породе-коллекторе затормаживают процессы их катагенетического преобразования. В результате чего в породах-коллекторах, содержащих нефть или газ степень катагенетической преобразованное™, ниже, чем в аналогичных породах, содержащих воду. В низовьях р. Лена регионально распространены битумонасыщенные песчаники пермского возраста. По характеру структурно-вещественных изменений обломочной части этих песчаников, соответствующих определенной степени катагенетической преобразованности и на основании ретроспективных реконструкций можно сделать вывод о том, что нефть в этот песчаник попала в конце юрской эпохи (Сафронов, 1992). О времени формирования месторождения можно судить и по характеру вторичной минерализации в зоне ВНК и ГВК. В результате окислительно-восстановительных процессов на этих контактах образуется специфическая минералогическая ассоциация, по которой можно судить о положении палеоконтакта. Так, в карбонатных коллекторах в зоне ВНК часто возрастает количество вторичного пирита. Среди методов, основанных на свойствах и составе УВ, можно упомянуть гелийаргоновый метод. В основе гелий-аргонового метода положено соотношение изотопов гелия *Не и аргона 40Аг в газе. Предполагается, что аргон имеет космическое происхождение и более или менее равномерно распределен в земной коре. Для гелия принимается его радиоактивное происхождение и рассчитывается скорость его накопления в водах или газах. Возраст газа определяется по отношению (Не/Ar) хпх млн. лет, где п - коэффициент пропорциональности. В формуле В.П.Савченко (1935) он равен 77.1, а в формуле А.Л.Козлова (1951) -11.5. Все перечисленные способы (методы) определения времени формирования дают относительные величины, но комплексное использование этих способов повышает достоверность получаемых результатов. ГЛАВА 7. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА По определению И.О.Брода, под месторождением следует понимать отдельную залежь нефти или газа или совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом. Количество залежей в месторождении может быть самым разным. Существует много месторождений, состоящих из одной залежи. Например, Талаканское газонефтяное месторождение на юго-западе Республики Саха (рис. 34), крупнейшее месторождение ИстТексас в США (рис. 35)и др. Максимальное число залежей в одном месторождении достигает 30-40. К многозалежным месторождениям относится большинство месторождений Апшеронского полуострова в Азербайджане(рис. 36). Рис. 34. Профильный разрез Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения. 1 - доломиты; 2 - слабопроницаемые доломиты; 3 - соли; 4 - газ; 5 - нефть; б -вода. Рис. 35 Профильный разрез нефтяного месторождения Ист-Тексас. 1. –известняк; 2 – глина; 3 – песок; 4 – нефть; 5 – поверхность несогласия. Рис. 36. Профильный разрез месторождения Нефтяные камни. Азербайджан (Габриэлянц, 1984). 1 - разрывные нарушения; 2 - нефть; 3 - газ; 4 - брекчированные породы. В случае присутствия в месторождении нефти и газа, то при указании типа месторождения на первое место ставится компонент с меньшей величиной запасов. Если преобладает нефть, месторождение газонефтяное, если газ - нефтегазовое и т.д. Месторождение является промышленным, если содержит хотя бы одну промышленную залежь. По величине запасов месторождения подразделяются в России следующим образом: Размер месторождений Извлекаемые запасы нефти, Балансовые запасы газа, ______________________ млн.т. __________ млрд.м3 ___ мелкие ______________ меньше 10 ______ меньше 10 _ средние _______________ 10-30 __________ 10-30 ____ крупные ______________30 - 300 _________ 30 - 500 ___ уникальные __________ больше 300 | ________больше 500 7.1. Классификация месторождений нефти и газа Существует несколько классификаций месторождений. В основе этих классификаций присутствует структурный фактор; кроме того в некоторых классификациях учитывается приуроченность месторождений к определенным крупным тектоническим элементам, а также тип залежей. Наиболее удобно классифицировать месторождение нефти и газа по типам ловушек, к которым приурочены эти месторождения. В соответствии с этим можно выделить два основных класса месторождений антиклинальный и неантиклинальный. Класс месторождений нефти и газа неантиклинального типа. В этот класс объединяется широкая гамма месторождений, среди которых могут быть выделены группы месторождений, приуроченных к простым антиклинальным структурам, к антиклинальным структурам, осложненным разрывными нарушениями, к антиклиналям с несовпадением структурных планов по отдельным частям разреза, к антиклинальным структурам, осложненным соляной тектоникой, грязевым вулканизмом, к антиклинальным структурам, осложненным надвиговыми дислокациями. На рис. 37 показан пример простой по строению пологой складки, к которой приурочено несколько залежей нефти с самостоятельными водонефтяными контактами для каждой залежи. На рис. 38 показан пример месторождения, приуроченного к брахиантиклинали, осложненной грязевым вулканом. На рис. 39 показан разрез антиклинальной складки, осложненной системой ступенчатых сбросов, приурочено к которой Рис. 37. Профильный разрез нефтяного месторождения Санта-Фе-Спрингс. Калифорния. (Леворссен, 1970). Рис. 38. Профильный разрез месторождения Локбаташ. Азербайджан (Еременко, 1964). Рис 39. Профильный разрез месторождения Серия. Бруней (Справочник..., 1976). Свиты: 1 - Лианг, 2 - Серия, 3 - Мири; 4 - серия Сетап, 5 - продуктивные песчаники, 6 разрывные нарушения. месторождение Сериа (Бруней). На рис. 40 показан пример приуроченности нефтяного месторождения к антиклинальной структуре осложненной надвигом. Рис. 40. Профильный разрез месторождений Земеш, Тазлэу и Станешть. Румыния (Еременко, 1964) 1 - миоцен; 2 - нижний миоцен - олигоцен; 3 - олигоцен; 4 - минилитовые слои; 5 -слои клива; 6 - эоцен, а - краевой надвиг, б - нефтяные залежи в олигоценовых отложениях. I - IV - нефтяные горизонты. Класс месторождений нефти и газа неантиклинального типа. В этом классе можно выделить группы: группы месторождений приуроченных к ловушкам литологического типа, группы месторождений приуроченных к стратиграфическим ловушкам, группы месторождений приуроченных к ловушкам палеогеографического типа. Месторождения группы, приуроченных к ловушкам литологического типа, чаще всего встречаются на крупных моноклиналях, на склонах крупных поднятий, бортах впадин разного генезиса. Месторождения приурочены к зонам выклинивания по восстанию песчаных слоев. В качестве примера можно привести крупнейшее в Канаде месторождение Пембина, приуроченное к зоне выклинивания песчаных слоев мелового возраста. Кроме того, продуктивны трещиноватые аргиллиты юрского возраста и известняки нижнего карбона (рис. 41). Всего на месторождении установлено 38 залежей. Месторождения этой группы приурочены и к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 42). Широко развиты месторождения, приуроченные к песчаным баровым телам, к песчаникам русловых фаций палеорек. В качестве первого можно привести пример газового месторождения Сикс-Лейке (штат Мичиган, США), где залежь газа приурочена к прибрежному песчаному бару (рис. 43) видно плоское основание и выпуклая кровля песчаника Огрей (нижнекаменноугольного возраста). Довольно широко распространены месторождения нефти и газа, приуроченные к песчаникам русловых фаций палеорек. Они представляют собой весьма прихотливые в плане полосы "шнурковых" залежей (рис. 44). "Шнурковые" залежи бывают приурочены и к песчаниковым телам в палеодельтах. К этой же группе относятся месторождения нефти и газа, приуроченные к песчаным линзам, залегаю- 72 Рис. 41. Профильный разрез месторождения Пембина. Канада (Бакнров и др., 1971) 1 пески и песчаники; 2 - глинистые сланцы и глины; 3 - пески с прослоями глин; 4 известняки и доломиты; 5 - нефть. Рис. 42. Профильный разрез месторождения Пикетт-Ридж. Техас. США (Леворсен, 1970). Рис. 43. Профильный разрез газового месторождения Сикс-Лейкс. Мичиган. США (Леворсен, 1970). Рис. 44. Нефтяная залежь в тульском горизонте (нижний месторождения . карбон) Покровского Самарская область (Еременко, 1964). щим в слабопроницаемых породах. В качестве примера можно привести месторождение Дора (штат Оклахом, США); залежь нефти приурочена к линзе песчаников, которая почти полностью окружена слабопроницаемыми глинистыми породами. На рис. 45 показана блок-диаграмма этой линзы. Не исключено, что к литологическому типу следует отнести и некоторую часть гидродинамически экранированных залежей. Можно предположить, что в этих случаях "экраном" служит не гидравлический напор, а капиллярные явления, поскольку капиллярные явления и связанные с ними особенности фазовых проницаемостей во многом обусловлены литологическим фактором. Рис. 45. Блок-диаграмма песчаного пласта Дора (верхний карбон) на месторождении Дора. Оклахома. США (Леворсен, 1970). Месторождения стратиграфического типа развиты достаточно широко. В качестве примера можно привести одно из крупнейших нефтяных месторождений США Оклахома-Сити (рис. 46). Залежи нефти приурочены к головным частям песчаных пластов ордовикского возраста, со стратиграфическим несогласием перекрытых слабопроницаемыми породами каменноугольного возраста. Часто залежи стратиграфического типа встречаются в комбинации с залежами литологического и структурного типов. В частности, одно из крупнейших нефтяных месторождений США Ист-Тексас (рис. 35). Залежь нефти приурочена к верхнемеловым песчаникам Вудбайн, выклинивающимися на склоне поднятия Сабин и перекрытым со стратиграфическим несогласием более молодыми слабопроницаемыми породами. На рис. 47 приведен разрез Западно-Тебукского месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В пределах этого месторождения присутствуют залежи структурного, палеогеографического и стратиграфического типов. Рис. 46. Профильный разрез месторождения Оклахома-Сити. Оклахома. США (Бакиров и др., 1971). 1 - пески и песчаники; 2 - известняки и доломиты; 3 - нефть. Рис. 47. Профильный разрез Западно-Тэбукского месторождения. Коми (Нефтегазоносные..., 1983) С рифом связана залежь пласта Ф|. Месторождения нефти и газа относимые к палеогеографической группе развиты широко. Их можно подразделить на две подгруппы . месторождения, связанные с рифовыми постройками и месторождения связанные с эрозионными останцами. Рифовые массивы формируются в определенных палеогеографических условиях. Рифовые постройки первично пористы и проницаемы, а облегающие их породы слабопроницаемы, что и создает благоприятные условия для аккумуляции УВ. Месторождения нефти и газ, приуроченные к рифовым постройкам, развиты довольно широко. На рис. 48 и 49 показаны примеры приуроченности месторождений к органогенным рифам. Месторождения нефти и газа, приуроченные к эрозионным останцам, развиты менее широко. В качестве примера месторождения такого типа на рис. 50 приведен разрез месторождения Гротолле-Феррандина (Италия). Основная залежь газа приурочена к эрозионному выступу, сложенному известняками верхнего мела. Рис. 48. Профильный разрез месторождений Ледюк и Редуотер. Альберта. Канада (Левоосен, 1970). Рис. 49. Профильный разрез месторождения Совхозное. Волго-Уральская провинция (Нефтегазоносные..., 1983). 1 - глины, алевролиты; 2- песчаники с конгломератами; 3 - известняки; 4 - соль; 5ангидриты с прослоями доломитов; 6 - газ; 7 - нефть; 8 - ГНК; 9 - ВНК Рис. 50. Геологический профиль месторождения Гротолле-Феррандина. Италия (Высоцкий, 1979). 1 - песчаники; 2 - глины; 3 - известняки; 4 - газоносные песчаники; 5 - газоносные известняки; 6 - разрывное нарушение; 7 - угловое несогласие. 7.2. Разрушение месторождений нефти и газа Как УВ. уже Общее отмечалось, количество в УВ, литосфере находящееся преобладают на процессы современном рассеивания этапе эволюции литосферы Земли в открытых месторождениях нефти и газа, составляет по оценкам многих исследователей ничтожную долю УВ, генерированных органическим веществом верхнедокембрийских-фанерозойских отложений. Так, по расчетам А.Э.Конторовича (1967) запасы природного газа в юрских и неокомовых отложениях Западно-Сибирского бассейна составляют только около 1% от образовавшихся в этих отложениях УВ за время пребывания этих отложений в зоне катагенеза. Рассеивание УВ представляет собой непрерывнодействующий процесс, который состоит из различных форм: молекулярной, химической (биохимической), физикохимической и механической. Молекулярная форма разрушения это постоянно действующий механизм диффузионного рассеивания УВ, который играет, чаще всего, незначительную роль в процессе разрушения месторождения. Процесс разрушения месторождений нефти и газа можно разделить на две ветви гипергенную и метаморфическую. Гипергенное разрушение месторождений происходит под действием химической (биохимической), физико-химической и механической форм. Химическая (биохимическая) форма разрушения месторождений это результат анаэробного и аэробного разрушения углеводородных молекул. Эти процессы происходят в результате бактериальной деятельности. Аэробное окисление (биодеградация) происходит также в результате бактериальной деятельности, но уже в присутствии кислорода. В результате процессов биодеградации (с участием физикохимических процессов) в приповерхностной зоне литосферы образуется широкая гамма нафтидов: мальты - асфальты - асфальтиты - озокериты . гуминокериты, представляющие собой непрерывный ряд продуктов гипергенного разрушения нефтей. В качестве примера скоплений биодеградированных нефтей можно привести- месторождение высоковязких нефтей Атабаска и Оленекское месторождение мальт и асфальтов. Механическое разрушение заключается в уничтожении денудационными процессами ловушки и связанной с ним залежи. При неполном разрушении возможно образование закированных пород (кир -продукт субаэрального выветривания слабосмолистых нефтей), которые в определенных структурно-тектонических условиях играют роль покрышки, для сохранившейся части залежи. Метаморфическое разрушение месторождений происходит под действием физикохимических процессов. Разрушение месторождений происходит под воздействием высоких (более 120°С) температур и давлений. В погружающейся в ходе геологической истории залежи может произойти в конечном счете распад жидких УВ на газ (CHt) и твердые минералы (графит). ГЛАВА 8. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ 8.1. Особенности распределения залежей нефти и газа Размещение месторождений нефти и газа в земной коре подчиняется определенным закономерностям. Установление этих закономерностей является предметом изучения в течение всей истории поисков этих месторождений. Процессы поисков месторождений нефти и газа и выявление закономерностей их размещения были взаимодополняющими -каждое новое месторождение давало дополнительную информацию для теоретических разработок, а повышение уровня теоретических знаний позволяло более объективно подойти к оценке перспектив и выбору направления поисков. К настоящему времени на земном шаре открыто около 40 тыс. месторождений нефти и газа Эти скопления встречаются в отложениях от рифея до четвертичного возраста. Однако, по разрезу они распределены крайне неравномерно. Более 60% мировых разведанных запасов нефти приходится на юрские и меловые отложения. Около 40% природного газа на меловые отложения. Второй пик по запасам газа (30%) приурочен к пермским отложениям. Около 30% запасов нефти открыто в отложениях палеогена и неогена. Также неравномерно географическое распределение запасов нефти и газа. На начало 1993 г. 65,7% мировых запасов нефти было сосредоточено в странах Ближнего и Среднего Востока. В Южной Америке - 12,4%, в Африке - 6,2%, в России и странах СНГ - 5,9%, в Азии и Австралии - 5%, в Северной Америке - 4,0%, в Европе - 1,6%. По природному газу -40,2% мировых запасов сосредоточено в России и странах СНГ, 31% - на Ближнем и Среднем Востоке, 7,1% - в Африке, в Азии и Австралии - 9%, в Северной и Южной Америке - по 5,4%, в Европе 3,8% (ВР review of world gas, 1993). Открытые к натоящему времени нефтяные и газовые ресурсы сосредоточены в основном в Северном полушарии. В этом полушарии открыто около 130 нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами более 100 млн. т, тогда как в Южном только 9 таких месторождений. В мире открыто около 90 газовых месторождений с запасами 100 млрд. м3 и более, из которых абсолютное большинство также расположено в Северном полушарии. Большая часть запасов нефти концентрируется в месторождениях на глубинах до 3 км. Приуроченность основных запасов нефти в каждом конкретном осадочном бассейне зависит, главным образом, от истории его геологического развития. В самом общем виде можно говорить об определенной обратной зависимости между возрастом основной седиментации в бассейне и глубиной размещения запасов нефти. В осадочных бассейнах, сформировавшихся в палеозое, большая часть запасов нефти концентрируется на глубинах до 2 км. Это такие бассейны, как Днепрово-Донецкий на Украине, Тимано-Печорский на северо-востоке Русской платформы, Перский, Мичиганский, Иллинойский и др. бассейны Северо-Американской платформы. В бассейнах, где основная часть осадочного чехла имеет мезозойско-кайнозойский возраст. Основные запасы нефти приурочены к глубинам 2-4 км. Это крупнейшие нефтеносные бассейны - Западно-Сибирский, Персидского залива, бассейны Северной Африки Сирт и севера Южно-Африканской платформы (бассейн Ориноко). Эта закономерность не является универсальной. Так, в кайнозойских межгорных осадочных бассейнах, генетически связанных, как правило, с континентальными окраинами активного типа (в соответствии с постулатами плитной тектоники) основные запасы нефти сосредоточены в интервале глубин 1-2 км. Это такие бассейны, как Сан-Хоакин (Калифорния, США), Маракаибо (Венесуэла) и др. Эта закономерность нарушается и в бассейнах, где имеются огромные запасы окисленной нефти, мальты и асфальтов на склонах древних платформ залегают в интервале глубин до 1 км (Западно-Канадский бассейн, Лено-Анабарский прогиб, Восточно-Венесуэльский прогиб). В Республике Саха (Якутия) 60% разведанных запасов нефти залегают в интервале глубин 2-3 км и 40% - в интервале глубин 1-2 км. Залежи нефти выявлены и на глубинах свыше 3 км. На территории России эти месторождения к мезозойским отложениям Тереко-Кумского прогиба Предкавказья. Крупные залежи нефти открыты в казахстанской части Прикаспийской синеклизы (месторождения: Тенгизское, Кенкияк, Жанажол), где продуктивные горизонты каменноугольно-пермского возраста залегают на глубинах до 4500 м. В Южно-Каспийской впадине нефтяные залежи вскрыты на глубинах до 5000 м. Самые глубокие нефтяные залежи открыты в США: в Галф-Косте на месторождении КеблоуАйлену (гл. 6593 м), в бассейне Биг-Хорн (Скалистые горы) на месторождении Фрисби-Южный (гл. 5896-5911 м) и Др. Распределение запасов газа по глубинам залегания также в самом общем виде определяется историей геологического развития, а также вертикальной зональностью генерации УВ (Глава 5). В отличие от нефти, запасы природного газа по глубине смещены на несколько большие глубины. На глубинах до 1 км присутствуют скопления преимущественно в водорастворенном состоянии. Эти месторождения приурочены к верхнеплиоценовым-четвертичным отложениям небольших наложенных впадин кайнозойских складчатых систем (Япония, Италия). Основная часть разведанных запасов газа сосредоточена в интервале глубин 1-4 км. Месторождения приурочены к отложениям от верхнего докембрия до кайнозоя. Именно в этом интервале глубин сосредоточена подавляющая часть запасов природного газа, приуроченных к меловым-кайнозойским отложениям (газовые месторождения Западно-Сибирская плита, Предкавказского прогиба, Мексиканского и Персидского заливов). В этом же интервале глубин газовые месторождения в каменноугольных, пермских, триасовых и юрских отложениях Североморско-Германской провинции, Днепрово-Донецкой впадины, Вилюйской синеклизы, синеклизы Иллинойс, впадин Анадарко, Пермская (США) и др. К интервалу глубин 1-3 км приурочены все газовые месторождения Сибирской платформы, связанные с венднижнекембрийским комплексом. В Республике Саха (Якутия) в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы разведанные запасы газа примерно поровну распределены в интервалах глубин 1-2 и 2-3 км, в Вилюйской синеклизе 85% всех разведанных запасов газа сосредоточено в интервале глубин 2-3 км. На глубинах свыше 4 км газовые месторождения открыты в небольшом числе регионов - в Пермской впадине, во впадине Анадарко-Ардмор, Мексиканском заливе (США), в Прикаспийской синеклизе, Южно-Каспийской впадине, Предкавказском прогибе, Аквитанском бассейне (Франция). Одним из крупнейших глубокозалегающих газовых месторождений является месторождение Лак в Аквитанском бассейне. Массивная залежь газа находится в карбонатной толще неокома и верхней юры на глубине 3500-5270 км. Большая часть газовых и газоконденсатных месторождений открыто в верхнекаменноугольных отложениях впадины Анадарко-Ардмор (Западный Внутренний бассейн в США), расположенных на глубинах 4500-7000 м. На казахстанской части территории Прикаспийской синеклизы открыто крупнейшее Карачаганакское газоконденсатное месторождение с глубинами залегания продуктивных горизонтов каменноугольного -пермского возраста 4000-4500 м. Самые глубокие залежи газа и газоконденсата открыты в США: в штате Техас месторождение Ледбеттер (гл. 7663-8083 м), в Галф-Косте -месторождение Кейлоу-Айленд (гл. 6663 м) во впадине Делавер запасы газа на месторождении Гомес оценены в 238 млр. м3 (гл. 7010 м). Газовые месторождения залегающие на больших глубинах, как правило, газоконденсатные, порой с очень высоким содержанием конденсата. Так, на Астраханском месторождении содержание конденсата достигает 560 см3/м3. На рис. 51 приведены некоторые нефтегазоносные бассейны мира с распределением в них залежей нефти, газа и газоконденсата на больших глубинах. Рис. 51. Основные типы НГБ и регионов мира с различным распределением залежей нефти, газа и газоконденсата на больших глубинах (Семенович и др. 1980). Залежи: 1 - нефти, 2 - газа, 3 - газоконденсата; 4 - промышленные притоки нефти; цифры на рисунке - наиболее характерные современные пластовые Т°, С. По оценкам российских и зарубежных специалистов прогнозные запасы нефти и газа на глубинах свыше 4 км превышают 10% общемировых. Как уже отмечалось, на земном шаре открыто около 40 тыс. месторождений нефти и газа, однако, большая часть запасов сосредоточена в гигантских и уникальных месторождениях. В 26 уникальных нефтяных месторождениях (начальные извлекаемые запасы более 1 млрд.т) сосредоточено 42% всех начальных разведанных мировых ресурсов нефти (по А.Г.Селицкому). По оценкам А.А.Бакирова в 45 крупнейших нефтяных месторождениях зарубежных стран было сосредоточено около 91% разведанных запасов нефти. 8.2. Принципы нефтегеологического районирования Нефтегеологическое районирование - это разделение нефтегазоносных (потенциально нефтегазоносных территорий) на отдельные части по степени сходства и различия тектонического строения, истории геологического развития, состава и строения осадочного чехла. Основные задачи нефтегазогеологического районирования: выявление закономерных связей размещения регионально нефтегазоносных территорий с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанных с ними формациями; - выявление геолого-геохимических связей размещения прогнозных ресурсов УВ в различных частях изучаемой территории, в том числе зон наибольшей их концентрации; - сравнительная дифференцированная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносное™; - выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ. Элементами нефтегазогеологического районирования являются провинция, область, район, зона, месторождение, залежь. Провинция представляет собой крупный элемент нефтегазогеологического районирования. Это территория, приуроченная к одному и нескольким смежным надпорядковым тектоническим элементам (синеклиза, антеклиза, плита и т. д.), характеризующаяся сходными чертами геологического развития и строения. Область - часть нефтегазоносной провинции или самостоятельный элемент, приуроченная, как правило, к одному тектоническому элементу первого порядка и характеризующаяся близкими чертами геологического развития и строения, региональным распространением основных нефтегазоносных комплексов. Район - часть нефтегазоносной области, характеризующийся общностью условий аккумуляции УВ и сохранения залежей. нефтегазоносная - часть нефтегазоносного района, приуроченная яоф всего к структурам первого порядка (валам, куполовидным «МИЯтиям, впадинам) и характеризующаяся общностью условий «иумуляции УВ и сохранения залежей по отдельным нефтегазоносным «ммплексам. ГЛАВА 9. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ И ОБЛАСТИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И СТРАН СНГ Нефтегазоносные провинции Российской Федерации В пределах Российской Федерации выделяется 11 нефтегазоносных шинциЙ: ВолгоУральская, Тимано-Печерская, Северо-Кавказская, и каспийская, Западно-Сибирская, Баренцево-Карская, Лено-Тунгусская, исей-Хатангская, Лено-Вилюйская, Охотская и Притихоокеанская (рис. Рис. 52. Карта нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных областей Российской федерации и стран СНГ. Российская федерация: I - Волго-Уральская НГП, II - Тимано-Печорская НГП, III Северо-Кавказская НГП, IV - Прикаспийская НГП, V - Западно-Сибирская НГП, VI Баренцево-Карская НГП, VII - Лено-Тунгусская НГП, VIII - Енисей-Хатангская НГП, IX Лено-Вилюйская НГП, X - Охотская НГП, XI - Притихоокеанская НГП. Страны СНГ: XII - Южно-Каспийская, XIII - Амударьинская, XIV - Днепрово-Припятская, А Предкарпатская НГО, Б - Причерноморско-Крымская НГО, В - Грузинская НТО, ГСеверо-Устюртская, Д - Сурхан-Вахшская, Е - Ферганская, Ж - Чу-Сарысуйская. 9.1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция Располагается в восточной части Русской равнины. В тектоническом отношении охватывает восточную часть Русской платформы и Предуральский прогиб. Общая площадь 700 тыс. км3. Осадочный чехол сложен породами верхнего докембрия, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. В строении разреза верхнего докембрия и палеозоя преобладают карбонатные породы, отложения мезозоя и кайнозоя представлены терригенными породами. В пределах платформенной части провинции суммарная толщина разреза достигает 6 км, в пределах Предуральского прогиба глубина залегания кристаллического фундамента достигает 10-12 км. В пределах провинции выделяется 7 нефтегазоносных областей. Месторождения приурочены в основном к локальным структурам, залежи чаще всего пластовые. Ряд месторождений приурочен к рифовым образованиям. Промышленные залежи нефти и газа приурочены к средневерхнедевонским каменноугольным и пермским отложениям. Около 80% запасов природного газа провинции приурочено к карбонатным коллекторам верхнего карбона и нижней перми (к этому комплексу приурочено крупнейшее Оренбургское газоконденсатное месторождение). Более 30% запасов нефти провинции приурочено к терригенным породам нижнего карбона (породы этого комплекса продуктивны на крупнейших нефтяных месторождениях провинции -Ромашкинском, Бавлинском, Туймазинском, Новоелховском. Всего в пределах провинции открыто более 700 месторождений нефти и газа. 9.2. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция Расположена в северо-восточной части Русской равнины. В тектоническом отношении провинция охватывает восточную часть Тиманского поднятия, Печерскую синеклизу, северную часть Предуральского прогиба и южную часть акватории Баренцева моря. В строении осадочного чехла принимают участие верхнедокембрийские (мощность до 1 км), палеозойские (до 10-12 км), мезозойские (до 1,5 км) и кайнозойские (0,3 км) отложения. Палеозойская часть разреза сложена преимущественно карбонатными породами. Мезозойские отложения представлены карбонатно-терригенными и терригенными отложениями. Пермские отложения северной части предуральского прогиба промышленно угленосны. В пределах провинции выделяются пять нефтегазоносных областей с доказанной промышленной нефтегазоносностью пород в большом стратиграфическом интервале (от ордовика до триаса). Месторождения приурочены к локальным брахиантиклинальным складкам платформенного типа, к высокоамплитудным линейным складкам, барьерным и одиночным рифам. Наибольшие запасы нефти и газа приурочены средневерхнедевонским и нижнекаменноугольным- нижнепермским отложениям. Всего открыто более 90 месторождений нефти и газа, в их числе Вуктыльское газоконденсатное месторождение, и некое нефтяное месторождение. В Республике Коми с 1932 г. шахтным способом разрабатывается Ярегское нефтяное месторождение, нефть которого отличается высокой плотностью (0,94 г/см) и вязкостью (5,2 Па/с). На шельфе Баренцева моря открыто несколько месторождений (Приразломное нефтяное, Поморское газовое и др.). 9.3. Северо-Кавказская нефтегазоносная провинция Провинция расположена в зоне сочленения эпипалеозойской Скифской платформы и мегаантиклинория Большого Кавказа. В провинции выделяются три нефтегазоносные области: Азово-Кубанская, Ставропольская и Терсхо-Кумская. Общая площадь провинции 350 тыс. км.2 Осадочный чехол слагают породы от триасового до четвертичного возраста. Триасовые отложения представлены карбонатно-глинистыми, терригенными и вулканогенноосадочными породами. Юрский разрез сложен терригенными породами. Меловые отложения представлены терригенными и карбонатными породами. Палеогеновые и неогеновые отложения существенно терригенные. В этой части разреза развита своеобразная мощная глинистая толща (майкопская серия) с прослоями песчаников и алевролитов, являющаяся одной из основных нефтегазопроизводящих и нефтегазоносных толщ провинции. Толщина этой серии достигает 3600 м. Суммарная толщина разреза достигает 12 км Индоло-Кубанском и Терскс-Каспийском прогибах, в пределах Ставропольского свода не превышает 2 км. Основные продуктивные комплексы приурочены к нижнемеловой, палеогеновой и неогеновой частям разреза. В западной части Терско-Кумской нефтегазоносной области продуктивны также триасово-юрские подсолевые отложения. В Азово-Кубанской и Ставропольской НТО преобладают месторождения приуроченные к локальным структурам, залежи сводовые. В зоне развития линейных складок (сочленение прогиба со складчатой юной) также развиты стратиграфические, литологические и тектонически экранированные залежи. В Терско-Кумской НТО преобладают сложнопостроенные месторождения, приуроченные чаще всего к линейным складкам зоны сочленения прогиба со складчатой областью Большого Кавказа. Всего в пределах провинции открыто более 230 месторождений. В Ставропольской области открыты только газовые и газоконденсатные месторождения. В Азово-Кубанской области газовые и газоконденсатные месторождения, а в Терско-Кумской области -нефтяные. 9.4. Прикаспийская нефтегазоносная провинция Располагается в пределах Прикаспийской низменности на территории Российской Федерации и Казахстана. В тектоническом отношении приурочена к Прикаспийской синеклизе. Общая площадь 500 тыс. км2. Осадочный чехол сложен породами палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Максимальная толщина пород палеозоя достигает 13 км, мезозоя - 4,5 км и кайнозоя - 3,5 км. В разрезе преобладают терригенные отложения. Решающим фактором определяющим строение и нефтегазоносность этой провинции является наличие в разрезе соленосных отложений кунгурского яруса нижней перми. Этим комплексом разрез делится на подсолевой и надсолевои структурный этажи. В иадсолевом структурном этаже широко развиты соляные купола. Выделяются две нефтегазоносные области Южно-Прикаспийская и Восточно-Прикаспийская, а также три самостоятельных нефтегазоносных района. В пределах Южно-Прикаспийской области продуктивны нижнесреднекарбоновые, верхнепермские-триасовые и юрско-нижнемеловые отложения. Дня провинции характерно исключительное разнообразие локальных структур брахиантиклинали и валообразные поднятия по бортам синеклизы, сводовые поднятия (по подсолевому комплексу), многочисленные (около 1700 ) солянокупольные структуры, вплоть до структур огромной площади и высоты соляных штоков (до 8-9 км). К подсолевому комплексу приурочено крупнейшее Астраханское газоконденсатное месторождение, Тенгизское нефтяное месторождение. В Восточно-Прикаспийской области с подсолевым комплексом связаны нефтяные месторождения. Однако, наиболее продуктивны подсолевые отложения. К этому комплексу приурочены крупнейшие месторождения -Карачаганакское газоконденсатное, нефтяные Жанажол и Кенкияк. Всего открыто более 100 месторождений. 9.5. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция располагается в пределах одноименной равнины и юго-западной акватории Карского моря. Общая площадь 1,6 млн. км2. В тектоническом отношении это Западно-Сибирская эпигерцинская плита, платформенный чехол, который сложен юрскими и меловыми терригенными отложениями. Ниже залегают отложения широкого стратиграфического диапазона - от верхнего докембрия до триаса, выделяемые в промежуточный структурный этаж. Толщина этого этажа достигает 5 км, а юрскомелового комплекса - 10 км. В пределах провинции выделяются четыре области - Северная, Центральная, Южная и Восточная, из которых последняя изучена слабо. В разрезе выделяются две глинистые региональные покрышки (верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая) по площади развития соизмеримые с территорией провинции. Большинство залежей антиклинальные, сводовые пластовые или массивные, реже встречаются антиклинальные литологически и стратиграфически ограниченные, количество залежей стратиграфического и литологического типов невелико. В распределении месторождений нефти и газа наблюдается определенная закономерность: нефтяные месторождения (Самотлорское, Салымское и др.) развиты в Широтном Приобье, с запада, юга и юго-востока полукольцом распространены газовые и нефтегазовые месторождения залежи в которых приурочены как к юрским, так и меловым отложениям; на севере огромные запаса природного газа приурочены к сеноманскому комплексу (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское и др. газоконденсатные месторождения). Среди месторождений необходимо отметить Салымское нефтяное месторождение, своеобразие которого заключается в том, что одна из залежей приурочена к баженовской свите (верхняя юра' низы валанжина). Баженовская свита сложена черными и буровато-черными глинистокремнистыми породами, характеризующимися высоким содержанием свободного кремнезема ( в среднем 29,5%) и органического вещества (в среднем 22,5%). Коллекторами являются зоны развития листовато-трещиноватых пород. Месторождения газа открыты н на шельфе Карского моря (Русановское и Ленинградское газоконденсатные месторождения). Открыто несколько залежей нефти и газа в отложениях промежуточного структурного этажа. Всего в ЗападноСибирской провинции открыто более 350 месторождений, из которых число нефтяных и газонефтяных месторождений вдвое больше газовых. 9.6. Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция Охватывает акваторию Баренцева моря и северо-восточную акваторию Карского моря (рис. 52). Провинция является естественным продолжением Тимано-Печорской провинции. Осадочный чехол сложен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями, суммарная толщина которых в центральной части провинции достигает 7 км. Геологическое строение провинции изучено слабо, тем не менее в пределах провинции уже открыто несколько газовых и газоконденсатных месторождений, в числе которых гигантское Штокмановское газоконденсатное месторождение. Продуктивные горизонты приурочены к мезозойской части разреза. 9.7. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция Провинция охватывает большую часть Сибирской платформы (за исключением системы мезозойских прогибов и впадин на севере и востоке платформы, относимых к ЕнисейХатангской и Лено-Вилюйской провинциям). Площадь провинции более 2,8 млн. км2. В строении осадочного чехла принимают участие отложения рифея, венда, палеозоя и триаса. По составу и характеру строения разреза выделяются три структурных яруса рифейский, венд-среднепалеозойский и верхнепалеозойско-триасовый. Максимальная мощность осадочного чехла достигает 10 км в наиболее погруженной северной части Тунгусской синеклизы. На территории провинции выделяется 11 нефтегазоносных областей, часть из которых приурочена к антеклизам (Алданская, Анабарская, Непско-Ботуобинская, Байкитская), к синеклизам и впадинам (Северо-Тунгусская, Саяно-Енисейская, Прибайкальская, ЗападноВилюйская), к седловинам и региональным ступеням (Катангская, Ангаро-Ленская, ЮжноТунгусская). В венд-нижнекембрийской части разреза на площади около 1 млн. км2 (южная половина Сибирской платформы) присутствует галогенно-карбонатная толща, являющаяся региональной покрышкой. Подсолевая часть разреза подразделяется на два комплекса венд-рифейский и венд-нижнекембрийский с которыми и связаны разведанные запасы и перспективы. В пределах неякутской части территории провинции открыто около 20 месторождений нефти и газа. Это, как правило, очень сложные по строению месторождения, приуроченные к брахиантиклинальным структурам, имеющим блоковое строение. Наиболее крупными являются Верхнечонское, Юрубченское нефтегазоконденсатные, Ковыктинское газоконденсатное месторождение. Верхнечонское месторождение, расположенное непосредственно на административной границе между Республикой Саха (Якутия) и Иркутской областью, приурочено к одноименному куполовидному поднятию в пределах Непско-Пеледуйского свода. Характерно наличие большого количества разрывных нарушений, затрагивающих весь разрез осадочного чехла. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным горизонтам венда и карбонатным породам нижнего кембрия. Месторождение многопластовое, выделяется девять залежей. Неисключено, что Верхнечонское месторождение и Тымпучиканское, расположенное на территории Республики Саха, представляют собой единое месторождение. 9.8. Енисей-Хатангская нефтегазоносная провинция Енисей-Хатангская провинция расположена на северо-западной «раине Сибирской платформы. В тектоническом отношении приурочена I Енисей-Хатангскому прогибу. Осадочный чехол сложен карбонатными рифейско-кембрийскими, карбонатно-соленосно-терригенными палеозойскими и терригенными мезозойскими отложениями. В пределах прогиба бурением вскрыты только верхнепалеозойские и мезозойские •сложения суммарная толщина которых достигает 10 км. В пределах красноярской части территории провинции открыто 11 газовых и газоконденсатных месторождений, промышленные залежи которых приурочены к средневерхнепермским и меловым отложениям, месторождения приурочены к локальным структурам, в большинстве своем многозалежные. Залежи в нижнемеловых горизонтах содержат нефтяные оторочки. 9.9. Охотская нефтегазоносная провинция Включает нефтегазоносные бассейны о-ва Сахалин, западного побережья п-ва Камчатка и шельф Охотского моря. Площадь около 1,2 млн.км2. Выделяются две нефтегазоносные области Сахалинская и Охотско-Камчатская. Осадочный чехол Сахалинской области сложен верхнемеловыми, палеогеновыми и неогеновыми отложениями. Максимальная мощность осадочного чехла достигает 10 км. Разрез сложен терригенными, осадочно-вулканогенными своеобразными терригенно-кремнистолиатомовыми породами. В пределах области выделяется три района -Северный, Центральный и Юго-Западный. В Северном районе открыто 49 месторождений нефти и газа. В Центральном районе - 2 месторождения. Все месторождения приурочены к локальным брахиантиклиналям, часто имеющим сложное блоковое строение. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям среднего-верхнего миоцена и плиоцена. Большая часть месторождений многопластовые, количество продуктивных пластов на месторождении достигает 22 (Сабинское). Охотско-Камчатская область охватывает ряд небольших по размерам прогибов западного побережья Камчатки и шельф Охотского моря. Перспективы нефтегазоносности этой области связаны с палеогеновыми и неогеновыми терригенными и вулканогенно-осадочными породами. На ряде разведочных площадей западного побережья Камчатки получены притоки газа с конденсатом (до 11 тыс. м3/сутки). 9. 10. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция Провинция включает несколько небольших по площади разрозненных впадин и прогибов на территории Чукотского полуострова и Камчатки -Анадырской впадины, Пенжинского, Хатырского, Ильпинско-Карагинского, Восточно-Камчатского прогибов и Восточно-Камчатской зоны поднятий. Суммарная площадь их составляет около 150 тыс. км2. Осадочный чехол сложен мел-кайнозойскими терригенными и осадочновулканогенными отложениями. Суммарная толщина в отдельных из этих регионов достигает 6-7 км. В Анадырской впадине открыто два небольших месторождения газа и газоконденсата; в Хатырском прогибе - нефтяное и газовое месторождения. В остальных регионах установлены нефте- и газопроявления разного масштаба. Геологическое строение прилегающей части шельфа практически неизучено. Нефтегазоносные провинции и области стран СНГ На территории стран СНГ выделяются Южно-Каспийская, Амударьинская и ДнепровоПрипятская нефтегазоносные провинции и нефтегазоносные области: Предкарпатская, Причерноморско-Крымская, Грузинская, Ферганская и Чу-Сарысуйская (рис. 52). Северо-Устюртская, Сурхан-Вахшская, 9.11. Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция Провинция в тектоническом отношении приурочена к крупной области прогибания, включающей Южно-Каспийскую впадину и Куринский межгорный прогиб и охватывает акваторию Южного Каспия и сопредельные районы суши западной Туркмении, Азербайджана и востока Грузии. Одна из самых древних областей добычи нефти - в древние времена добыча нефти велась из колодцев. Площадь провинции составляет 260 тыс. км . Осадочный чехол сложен мезозойским и кайнозойскими отложениями. Максимальная толщина мезозойского разреза достигает 13 км, а кайнозойского -12 км. Разрез представлен преимущественно терригенного морского генезиса отложениями (суммарная доля карбонатных пород не превышает 10%). Основной нефтегавоносный комплекс продуктивная толща плиоценового возраста. Это мощная толща (более 4000 м) сложного переслаиваниям песков и глин с прослоями гравелитов и конгломератов. Весьма характерным является широкое развитие брахиантиклинальных структур, осложненных диапиризмом и грязевым вулканизмом. Наиболее широко распространены залежи пластового сводового типа, преимущественно тектонически экранированные. Реже встречаются литологические и стратиграфические залежи. Большая часть месторождений многозалежные, содержащие залежи в интервале глубин от 80 до 5000 м. Число залежей достигает 30-40 (месторождения Балаханы, Сураханы, Биби-Эйбат и др.). Всего открыто более ПО месторождений, из них свыше 70 нефтяные. В пределах провинции впервые в СССР были разведаны и разрабатывались месторождения на шельфе. Всего на шельфе открыто около 20 месторождений, большая часть из которых нефтяные и газонефтяные. На шельфе Каспийского моря разведаны залежи на глубинах свыше 5 км. 9.12. Амударьинская нефтегазоносная провинция Амударьинская нефтегазоносная провинция расположена в пределах центральной и восточной частях Туркмении и западного Узбекистана. Общая площадь более 360 тыс. км2. В тектоническом отношении провинция занимает юго-восточную часть Туранской плиты, в пределах которой расположены Амударьинская синеклиза и Предкопетдагский краевой прогиб. Осадочный чехол сложен терригенными, галогенными и карбонатными отложениями юры, мела и кайнозоя, общей толщиной до 6 км. Ниже залегает промежуточный комплекс, сложенный пермо-триасовыми вулканогенно-осадочными породами, толщина которого достигает 8-9 км. В осадочном чехле выделяется четыре основных продуктивных комплекса: - терригенный нижнесреднеюрский с небольшими газовыми месторождениями, карбонатный верхнеюрский с соленосной покрышкой с газовыми месторождениями; - нижнемеловой терригенный комплекс с региональной глинистой покрышкой, с этим комплексом связаны залежи Шатлыкского, БайрамАлинского газовых месторождений, а также крупного Дайлетабадского газового месторождения, приуроченного к гидродинамической ловушке; - нижневерхнемеловой терригенный комплекс, с этим комплексом связаны залежи крупнейшего Газлинского газового месторождения. Всего в пределах этой провинции открыто свыше 70 месторождений, из которых 12 по запасам относятся к категории уникальных. 9.13. Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция Располагается на территории Белоруссии, Украины и Российской Федерации. В тектоническом отношении включает Припятский прогиб и Днепровско-Донецкую впадину, разделяющие Украинский щит и Воронежскую антеклизу. Общая площадь 100 тыс.км2. Осадочный чехол сложен верхнедокембрийскими, палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Максимальная толщина палеозойских отложений 9 км, толщина отложений мезозоя - 1,3 км, кайнозоя - 0,6 км. В разрезе преобладают терригенные породы. Решающую роль в формировании структуры осадочного чехла играют продольные разломы и соленосные толщи девонского и пермского возрастов. Весьма характерно несовпадение структурных планов подсолевого и надсолевого комплексов. Продуктивные подсолевым, горизонты верхнедевонским приурочены к межсолевым, средневерхнедевонским нижнесреднекаменноугольным - нижнепермским и верхнепермским -мезозойским отложениям. Месторождения приурочены к локальным структурам, залежи пластовые сводовые, массивные, чаще всего стратиграфически и тектонически экранированные. В западной части провинции преобладают нефтяные месторождения, в юго-восточной части - газовые месторождения. Всего открыто около 140 месторождений, в основном мелких и средних по размерам. Наиболее крупное - Шебелинское газовое месторождение, основные продуктивные горизонты которого имеют пермский возраст. 9.14. Предкарпатская нефтегазоносная область Является частью Предкарпатско-Балканской провинции и на территории Украины охватывает одноименный прогиб. Площадь 20 тыс.км2. Осадочный чехол сложен мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Разрез сложен преимущественно терригенными образованиями морского генезиса. В неогеновой части разреза присутствуют соленосные горизонты. Для Предкарпатского прогиба весьма характерна сложная многоярусная чешуичатонадвиговая структура, которая к тому же осложняется проявлениями соленой тектоники. Основные продуктивные горизонты приурочены к карбонатным отложениям верхней юры и терригенным миоценового возраста. Месторождения чаще всего приурочены к антиклинальным структурам сложного строения, осложненными надвиговыми дислокациями, отдельные месторождения приурочены к моноклиналям и эрозионным выступам. Всего в пределах прогиба открыто более 50 месторождений нефти и газа. С месторождения Дашава были построены первые в СССР магистральные газопроводы. 9.15. Причерноморско-Крымская газонефтеносная область Охватывает территорию Крымского полуострова и прилегающие акватории Черного и Азовского морей. В тектоническом отношении приурочена к эпигерцинской Скифской плите и продолжению структур Северо-Кавказской провинции, расположенных в акватории Азовского моря. Осадочный чехол сложен мезозойскими и кайнозойскими отложениями, суммарная мощность которых в наиболее прогнутой части достигает 7 км. Продуктивные горизонты приурочены к нижнемеловой и палеогеновой частям разреза. Месторождения приурочены к пологим брахиантиклиналям и своеобразным складкам диапирового строения, где роль ядра протыкания играют глинистые породы майкопской свиты. При этом большинство нефтяных месторождений связано с диапировыми складками. Всего в пределах области открыто более 20 месторождений нефти и газа, причем преобладают газовые и газоконденсатные месторождения. 9.16. Грузинская нефтеносная область Охватывает большую часть территории Республики Грузии. В тектоническом отношении приурочена в Закавказскому срединному массиву, в пределах которого в мезозойских и кайнозойских отложениях открыто несколько нефтяных месторождений. Месторождения приурочены к узким асимметричным складкам, осложненных разрывными нарушениями надвигового типа. Всего открыто около 10 месторождений. 9.17. Северо-Устюртская нефтегазоносная область Располагается в юго-западной части Казахстана и северо-западной части Узбекистана. Площадь 240 тыс. км2. В тектоническом отношении приурочена к Северо-Устюртской синеклизе. Осадочный чехол сложен терригенными, терригено-карбонатными и карбонатными отложениями палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста, суммарной толщиной около 10 км. Нефтегазоносны мезозойские и кайнозойские отложения. Продуктивные горизонты находятся в юрской и палеогеновой частях разреза. Месторождения приурочены к локальным структурам бортовых частей синеклизы. На севере синеклизы открыты газовые месторождения, а на юге - нефтяные. Всего открыто около 10 месторождений. 9.18. Сурхан-Вахшская нефтегазоносная область Расположена в пределах Узбекистана и Таджикистана. Площадь 70 тыс. км2. В тектоническом отношении приурочена к северной части Афгано-Таджикской впадины. Суммарная толщина разреза достигает 15 км, который сложен карбонатными и терригенными породами; отложения верхней юры соленосны. Геологическое строение сложное, что обусловлено широким развитием надвигов большой амплитуды и интенсивным проявлением соляной тектоники. Месторождения нефти и газа установлены в верхнеюрских, меловых и палеогеновых отложениях, при этом нефтяные месторождения приурочены к палеогеновым отложениям, а газовые - меловым и верхнеюрским. По размерам все месторождения небольшие. Всего открыто около 20 месторождений. 9.19. Ферганская нефтегазоносная область Большая часть территории НТО находится в Узбекистане, меньшая - в Тажджикистане и Киргизии. Площадь - 38 тыс. км2. В тектоническом отношении приурочена к одноименной межгорной впадине. Осадочный чехол сложен терригенными и карбонатными породами мезозоя и кайнозоя, суммарной толщиной до 10 км. В пределах впадины широко развиты локальные линейные складки, осложненные, как правило, надвигами. Продуктивные горизонты приурочены к юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой частям разреза. Отложения неогена и палеогена - нефтеносны, а отложения мела и юры газоносны. Все месторождения по запасам относятся к категории мелких и средних. Всего открыто около 30 месторождений нефти, газа и газоконденсата. 9.20. Чу-Сарысуйская газоносная область Расположена в юго-восточной части Казахстана и приурочена к одноименной синеклизе. Площадь около ISO тыс. км2. Осадочный чехол сложен средневерхнепалеозойскими, толщиной около S км, и мезозойскокайнозойскими отложениями, толщиной в несколько сот метров. Средневерхнепалеозойская часть разреза сложена карбонатными и терригенно-карбонатными породами; в верхнедевонской нижнекаменноугольной части разреза присутствует мощная толща соленосных пород (до 800 м). Продуктивные горизонты приурочены к верхнедевонским, каменноугольным и пермским отложениям. Месторождения связаны с локальными брахиантиклиналями и даипировыми складками. Всего в пределах области открыто три газовых месторождения. ГЛАВА 10. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЗАРУБЕЖНЫХ СТРАН 10.1. ЕВРОПА По геологическому строению территория Западной Европы расчленяется на два крупных тектонических элемента: Западно-Европейскую эпипалеозойскую платформу и Альпийский складчатый пояс -рис. 53). Рис. 53 . Схема тектонического я нефтегеологического районирования Европы (по Н. Ю.Успенской). 1 - выходы докембрийского кристаллического фундамента; 2 - области развития каледонской складчатости; 3 - области развития герцинской складчатости; 4 - области развития альпийской складчатости; 5 - нефтегазоносные территории (мезозойскокайнозойский чехол эпипалеозойской платформы); 6 - зона регионального разлома. Нефтегазоносные провинции: 1 - Североморскэ-Германская; 2 - Парижская; 3 Аквитанская; 4 - Бакская; S - Адриатическая Италийская; 6 - Паннонская; 7Мизийская; 8 - Предкарпатская; 9 - Трансильванская; 10 - Предальпийская. В пределах платформы выделяются Северо-Германская, Парижская, Аквитанская, Мизийская и Бакская провинции. Парижская провинция приурочена к внутриплатформенной впадине; остальные приурочены к синеклизам, располагающимся по окраинам платформы. К альпийским краевым прогабам приурочены Предальпийская и Предкарпатская провинции. Разрез наиболее крупной Северо-Германской провинции, значительная часть территории которой располагается в пределах шельфа Северного I моря, сложен палеозойскими, 1 мезозойскими и кайнозойскими отложениями, суммарная толщина которых достигает 12-15 км. Месторождения нефти и газа установлены в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего карбона до мела. При этом в отложениях юры и мела преобладают нефтяные месторождения, а в отложениях верхнего карбона-триаса - триасовые. В числе наиболее крупных месторождений - месторождения газа Слохтерен на территории Нидерландов, нефтяное месторождение Экофиск в Северном море. Всего в пределах этой провинции открыто около 600 месторождений, при этом количество нефтяных месторождений на несколько десятков больше, чем газовых В пределах Аквитанской провинции, разрез которой мезозойско-кайнозойскими отложениями, располагается одно из сложен крупнейших в Европе газовых месторождений-Лак. В пределах отсальных провинций Европы открыты, в основном, средние и мелкие по размерам месторождения нефти и газа. Общее количество месторождений на этом континенте в середине 90-х годов превышало 1000. 10.2. СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА Основной тектонический элемент Северной Америки - Северо-АмерИканская платформа с Канадским кристаллическим щитом в пределах платформы выделяется ряд крупных тектонических элементов, контролирующих размещение нефтегазоносных провинций и областей (рис.54) Во внутренней части платформы выделяются палеозойские нефтегазаносные провинции, в пределах которых обособляются нефтегазоносные области, связанные с тектоническими элементами: со сводовыми поднятиями Цинцинатти, Центральный Канзас и др.; с внутриплатформенными впадинами Иллинойс, Мичиган, Пермский бассейн. В зонах сочленения платформы со складчатыми поясами выделяются палеозойская Аппалачская на востоке и палеозойская-мезозойская Скалистых гор на западе. На юго-западе континента выделяется провинция Галф-Кост (Мексиканский залив), представляющая собой развивающуюся с нижнего мезозоя пассивную континентальную окраину Североамериканского континента. На Тихоокеанском побережье Северный Ледовитые океан Рис. 54. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Северной Америки (по Ю.Н.Успенской). 1 - выходы докембрийского кристаллического фундамента, 2 - область развития каледонской складчатости, 3 - область развития герцинской складчатости, 4 - области развития мезозойско-кайнозойской складчатости Кордильер, 5 - нефтегазоносные территории Североамериканской платформы, 6 - межгорные впадины кордильерского складчатого пояса. Нефтегазоносные провинции и области: 1 - прогиб Колвилл; 2 - бассейн Бофорта Маккензи; 3 - впадина Альберта; 4 - синеклиза Уиллистон; 5 - межгорные впадины Скалистых гор; 6 - Внутренняя западная провинция; 7 - Пермская впадина; 8 - свод Бенд; 9 выступ Азарк; 10 - впадина Иллинойс; 11 - впадина Мичиган; 12 - свод Цинцинатти; 13 Предаппалачский прогиб; 14 - провинция Мексиканского залива; 15 -Приатлантическая провинция; 16 - Калифорния; 17 - залив Кука. выделяется Калифорнийская провинция альпийского возраста. На п-ве Аляска выделяются две провинции - палеозойско-мезозойская -Арктического склона (впадина Колвилл) и кайнозойская Залива Кука на Тихоокеанском побережье полуострова. Североамериканский континент отличается наиболее высокой степенью разведанности. Здесь известны месторождения в отложениях от кембрия до плиоцена, приуроченные к самым разнообразным ловушкам в пределах крупных внутриплатформенных впадин и поднятий, в зонах сочленения платформы со складчатыми областями, разнообразных межгорных впадин и современных пассивных и активных континентальных окраин. В качестве примера крупного свода можно привести Цинциннатский свод, длина которого 1000 км, а ширина до 400 км. Месторождения приурочены к локальным брахиантиклиналям и зонам выклинивания песчаников. Основные продуктивные горизонты сосредоточены в ордовичской и силурийской частях разреза. Одной из богатейших внутриплатформенных структур является Пермская впадина. Площадь ее 365 тыс. км2. Месторождения приурочены к локальным структурам и ловушкам стратиграфического и литологического типов. Основные продуктивные горизонты сосредоточены в пермской и карбоновой частях разреза. Всего здесь открыто более 5,5 тыс. месторождений. Западно-Канадская нефтегазоносная провинция является типичным примером структуры зоны сочленения древней платформы со складчатой областью. Здесь месторождения приурочены к локальным структурам, зонам выклинивания и рифовым постройкам; в зоне сочленения прогиба со складчатой зоной широко развиты месторождения, связанные с надвиговыми дислокациями; на восточном борту прогиба известны крупнейшие в мире залежи тяжелых нефтей и мальт (месторождения Атабаска, Вабаска и др.), с запасами 120 млрд. т. Нефтегазоносная провинция Мексиканского залива являет собой пример нефтегазоносности пассивной континентальной окраины, продолжающей свое развитие. Ее эволюция начинается с пермо-триасового периода. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности от верхнеюрских до четвертичных отложений. Число продуктивных горизонтов превышает 100. Месторождения приурочены к локальным структурам, диапировым куполам, к ловушкам стратиграфического и литологического типов. Большое количество месторождений открыто в акватории Мексиканского залива (около 500). В числе крупнейших месторождений этой провинции нефтяное месторождение Ист-Тексас, второе по размерам в США (начальные извлекаемые запасы около 800 млн.т.). Предполагается, что это месторождение будет разрабатываться в течение почти 100 лет; к началу 90-х годов на месторождении было добыто более 600 млн.т. нефти (начало добычи 1933 г.). На западном побережье континента располагаются многочисленные кайнозойские межгорные впадины, продуктивные горизонты в которых приурочены к миоценовым и плиоценовым осадкам. На юге п-ва Аляска располагается нефтегазоносная область залива Кука, генетически связанная с продолжающей свое развитие активной континентальной окраиной. Месторождения нефти и газа здесь открыты как на материковой части, так и в акватории залива. В США открыто крупнейшее на северном полушарии нефтяное месторождение Прудо-Бэй (провинция Арктического склона Аляски). Месторождение приурочено к антиклинали, срезанной поверхностью несогласия (рис. SS). На месторождении выявлено три залежи в интервале глубин 2050-3200 м в отложениях пермо-карбона, триаса и нижнего мела. Извлекаемые запасы нефти на месторождении оцениваются в 1,3 млрд.м3. Рме. 55 Схематический разрез месторождения Пру до-Бей (Габриэлянц, 1984). 1 - нефть; 2 - газ; 3 - вода; 4 поверхность стратиграфического несогласия. 10.3. ЮЖНАЯ АМЕРИКА Большая часть южноамериканского континента занята древней Южно-Американской платформой (рис. 56). На западе и северо-западе в зоне сочленения платформы с альпийской складчатой областью Анд развита система предгорных впадин (Предандийский краевой прогиб). На востоке развиты бассейны Приатлантической пассивной континентальной окраины. Предандийский краевой прогиб регионально нефтегазоносен. Месторождения нефти и газа установлены практически во всех впадинах, начиная от Магелланова бассейна на юге до Оринокского на северо-востоке. Диапазон нефтегазоносности от девона до неогена. Наиболее богатый бассейн - Оринокская впадина. Осадочный чехол сложен меловыми - четвертичными отложениями. Продуктивные горизонты приурочены к олигоцен-миоценовым отложениям. Месторождения приурочены к самым разнообразным ловушкам: платформенным брахиантиклиналям, линейным антиклиналям на границе со складчатой областью, грязевым диапировым структурам, зонам выклинивания и стратиграфическим ловушкам. Продуктивные горизонты залегают на [Глубинах от 85 до 5000 м и более. Количество залежей в пределах месторождений достигает 100. Начальные разведанные запасы нефти [приближаются к 1,5 млрд.т, а газа - к 1 трлн. м3. Вдоль южной границы Рис. 56. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Южной Америки 1 - выходы пород кристаллического фундамента; 2 - массивы, сложенные докембрийскими образованиями; 3 - внутриплатформенные впадины Южно-Американской платформы; 4 - области погружения эпипалеозойской Патагонской платформы; 5 - области мезозойско-кайнозойской складчатости Анд; 6 -Предандийский прогиб; 7 - бассейны, связанные с эволюцией континентальных окраин континента. ' Нефтегазоносные провинции и области: 1- Среднеамазонская, 2 - Мараньонская, 3 Паранская, 4 - Оринокская, 5 - Венесуэльско-Колумбийская, 6 - Верхнеамазонская, 7 Центрально-Предандийская, 8 - Маракаибская, 9 - Прибрежно-Карибская, 10 Баррейриньяс, 11- Сержипи-Алагоас, 12 - Эспирито-Сантос-Кампос. бассейна протягивается нефтеносный "Пояс Ориноко" - зона скопления тяжелой нефти (плотность более 0,98 г/см3) площадью около 32000 км2. Этот пояс связан с меловыми и палеогеннеогеновыми песчаниками. Запасы тяжелой нефти и битумов около 100 млрд. т. Весьма перспективен шельф атлантического побережья этой впадины. Здесь уже открыто несколько месторождений, в том числе одно гигантское в заливе Пария. На северо-западе континента располагается межгорная впадина Маракаибо, один из богатейших нефтегазоносных бассейнов мира. Осадочный чехол впадины сложен мезозойскокайнозойскими отложениями. Скопления нефти распространены по всему разрезу: от коры выветривания фундамента до олигоцен-миоценовых отложений. Основные продуктивные горизонты приурочены к меловой - миоценовой части разреза. В бассейне преобладают, ^^ залежи стратиграфического типа, связанные с несогласным залеганием олигоценовых отложений. Характерной особенностью Маракаибского бассейна является его преимущественная нефтеносность. В бассейне находится гигантская нефтяная площадь Боливар (3,5 тыс. км2), объединяющая несколько месторождений (рис. 57). Эти залежи приурочены к пологой моноклинали с патологическими, стратиграфическими и тектонически экранированными ловушками. Геологические запасы этой площади оцениваются более чем в 4 млрд. т нефти. Рис. S7. Профильный разрез месторождения Боливар - Коастал. По Е.Менчеру, 1963 г. 1 - залежи нефти, 2 - песчаники, 3 - поверхности согласия. В пределах внутриплатформенных впадин Бразилии и Аргентины преобладают небольшие по размерам месторождения нефти и газа, которые приурочены к отложениям юры, мела и палеогена. Весьма велики ресурсы нефти и газа в бассейнах, генетически связанных с эволюцией атлантической пассивной континентальной окраины Южной Америки. Эти бассейны сложены преимущественно мезозойскими отложениями, в меньшей степени кайнозойскими и палдеозойскими. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям верхней юры, нижнего, верхнего мела и палеогена. Месторождения открыты как на континентальной части этих бассейнов, так и в пределах акваторий. В пределах бразильской части шельфа (бассейн Эспириту-Санту) открыто, к примеру, одно из крупнейших в Бразилии нефтяных месторождения (Гарупа). Всего в пределах континента к началу 90-х годов было открыто более 1 тыс. месторождений. 10.4. АФРИКА Этот огромный континент, площадью более 30 млн. км , до 50-х годов нашего столетия оставался, с позиций оценки нефтегазоносное™, по-существу белым пятном. В конце 40-х годов разведанные запасы нефти в Африке составляли всего 200 млн. т. Большая часть территории континента занята Африканской докембрийской платформой. Основные нефтегазоносные территории развиты по периферии этой платформы. На севере континента выделяется Северо-Африканская плита. В зоне сочленения плиты с герцинской складчатой зоной Атласа располагается Предатласский прогиб. По западной, южной и восточным перифериям континента развиты осадочные бассейны пассивных континентальных окраин. В центральной части Африканской платформы находятся разрозненные осадочные бассейны, приуроченные, как правило, к грабенам палеозойского заложения (рис. 58). Северо-Африканская плита сложена мощным (до 10-12 км) комплексом палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений. В разрезе преобладают терригенные породы. Месторождения установлены в очень широком стратиграфическом диапазоне - от небольших нефтяных месторождений в породах кристаллического фундамента до эоцена. Основные промышленные скопления нефти и газа в пределах плиты приурочены к кембрийским и пермотриасовым отложениям. Региональной покрышкой контролирующей основные запасы является глинисто-соленосная толща триаса. Типы залежей самые разнообразные: пластовые сводовые, массивные, стратиграфические и литологические. В качестве примера можно привести крупнейшие месторождения Северной Африки - нефтяное Хасси-Месауд и газоконденсатное Хасси-Рмель. Месторождение Хасси-Мессауд (рис. 33) приурочено к крупному куполовидному поднятию, в пределах которого терригенные породы кембрия и ордовика несогласно перекрываются соленосными триасовыми отложениями. Продуктивные горизонты приурочены к кембрийско-ордовичской части разреза. Начальные извлекаемые запасы оценивались в 720 млн. т. Месторождение Хасси-Рмель также приурочено к куполовидному поднятию, в пределах которого нижнепалеозойские отложения со стратиграфическим несогласием перекрываются толщей терригенных триасовых пород, содержащей пласты ангидрита. Продуктивные горизонты приурочены к триасовой части разреза. Запасы около 2 трлн. м3. Вдоль западного атлантического побережья Африки протягивается цепочка нефтегазоносных бассейнов, генетически связанных с пассивной континентальной окраиной - от МавританоСенегальского на севере до Намибийского на юге. Продуктивные горизонты в этих бассейнах приурочены к мезозойским и кайнозойским отложениям. Только в Гано- Рис. 58. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Африки. 1 - выходя кристаллических пород древней Африканской платформы и области с небольшой толщиной осадочного чехла; 2 - герцинская складчатая область; 3 -складчатая система Атласа; 4области погружения докембрийского фундамента; 5 -осадочные бассейны, связанные с эволюцией континентальных окраин африканского континента Основные нефтегазоносные бассейны: 1 - Сирт, 2 - Западно-Ливийский, 3 -Восточно-Алжирский, 4 - Центрально-Алжирский, 5 - впадины Катар, 6 - Мавритано-Сенегальский, 7 - Гано-Дагомейский, 8 - Нижненигерийский, 9 - Габоно-Конго-Ангольский, 10 - Намибийский, 11 - Мозамбикский, 12 Восточно-Танганьинский, 13 -Сомалийский, 14 - Суэцкого грабена. Дагомейском бассейне продуктивные горизонты к палеозойским (кембрий, силур, девон) отложениям. Всего в пределах этих бассейнов к 90-тым годам было открыто около 300 месторождений нефти и газа. Богатейшим на атлантическом побережье Африки нефтегазоносным бассейном является Нижненигерийский, приуроченный к мезозойско-кайнозойским отложениям палеодельты р. Нигер. В пределах этого бассейна открыто около 200 месторождений, в том числе более 40 в акватории Гвинейского залива. Месторождения приурочены к брахиантиклиналям внутри концентрически располагающихся сбросовых чешуй, опущенных в сторону океана. Дебиты нефти на морских скважинах достигают 2500 т/су т. В расположенных южнее нефтегазоносных бассейнах на характер нефтегазоносности существенно влияет присутствие в разрезе мощного нижнемелового соленосного комплекса. Месторождения приурочены к крупным валообразным поднятиям, осложненным соляной тектоникой. Нефтегазоносные бассейны выделяются и вдоль восточного побережья континента (рис. 58). 10.5. БЛИЖНИЙ И СРЕДНИЙ ВОСТОК Страны Ближнего и Среднего Востока (Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Кувейт и др.) обладают крупнейшими запасами нефти. Здесь сосредоточено более 65% разведанных мировых запасов нефти (более 65 млрд. т). Главными тектоническими элементами являются Аравийская платформа и, расположенный в зоне сочленения платформы с альпийскими складчатыми системами Загрос и Тавр, Предзагросский прогиб (рис. 59). Осадочный чехол восточного склона Аравийской платформы сложен отложениями палеозоя, мезозоя и кайнозоя. В разрезе преобладают карбонатные породы. Продуктивные горизонты установлены в пермских, триасовых, юрских и меловых отложениях. Основными продуктивными толщами являются карбонатная толща Араб (верхняя юра) и песчаная толща Бурган (нижний мел). Именно эти толщи являются продуктивными, соответственно, на месторождениях Гхавар и Большой Бурган. Это крупнейшие на планете нефтяные месторождения с разведанными запасами более 10 млрд. т в каждом. Месторождение Гхавар приурочено к крупному валу протяженностью 240 км и амплитудой до 400 м (рис. 60). Основные запасы приурочены к двум горизонтам толщи Араб; залежи сводовые массивные. Начальные извлекаемые запасы более 10 млрд. т нефти. Месторождение Большой Бурган приурочено к крупной брахиантиклинали амплитудой около 300 м. Основные запасы приурочены к песчаникам нижнего мела; залежи пластовые сводовые. Начальные извлекаемые запасы нефти также превышают 10 млрд. т. В пределах восточного склона этой платформы преобладают нефтяные месторождения. Предзагросский прогиб состоит из нескольких впадин, протягивающихся с северо-запада на юго-восток перед складчатыми сооружениями Гавра и Загросса. В строении разреза прогиба принимают участи преимущественно карбонатные отложения палеозоя, мезозоя и кайнозоя, толщиной до 12 км. Продуктивные горизонты присутствуют Рис. 59. Схема тектонического строения нефтегазоносного бассейна Персидского залива. 1 - Нубийско-Аравийский щит; 2 - Альпийская складчатая система Загросс; 3 -склоны Нубийско-Аравийского щита с маломощным осадочным чехлом; 4 -Аравийская плита; 5 Предзагросский прогиб. Цифрами обозначены нефтяные месторождения с извлекаемыми запасами нефти более 1 млрд. т. 1 - Гхавар, 2 - Большой Бурган, 3 - Сафания-Хафджи, 4 - Киркук, 5 - Румайла, б -Абкайк, 7 - Манифа, 8 - Марун, 9 - Агаджари, 10 - Катиф, 11 - Гечсаран, 12- Раудатайн. Рис. 60. Месторождение Гхавар (по Нестерову и др. 1975). а - структурная карта по кровле горизонта D свиты Араб; б - геологический разрез. практически во всем вскрытом бурении разрезе, кроме, отложений плиоцена. Наибольшее количество месторождений в пределах этого прогиба открыто в ЮжноИранской впадине. Основные выявленные ресурсы нефти приурочены к карбонатной толще Асмари (миоцен-олигоцен). Все месторождения-гиганты открытые здесь приурочены к линейным складкам, длиной до 50-60 км и более. В числе этих месторождений Агаджари, Гечсаран, начальные извлекаемые запасы нефти на каждом превышали 1 млрд. т нефти. В расположенной севернее Северо-Иранской впадине основные продуктивные горизонты приурочены к карбонатной толще эоцен-нижнемиоценового возраста. Здесь месторождения также приурочены к линейным антиклинальным складкам. Крупнейшее месторождение впадины - месторождение Киркук (рис. 61), начальные извлекаемые запасы которого превышали 2 млрд. т. Рис 61. Профильный разрез месторождения Киркук (Справочник..., 1976). В пределах рассматриваемой территории открыто 31 уникальное нефтяное месторождение (с начальными извлекаемыми запасами более 300 млн. т. в каждом), с суммарными запасами 47,61 млрд. т. Всего открыто более 200 месторождений, среди которых резко преобладают нефтяные (газовых месторождений немногим более 20). В 90-х годах в Катаре открыты крупнейшие месторождения газа, расположенные в акватории Персидского залива. 10.6. ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ В странах Юго-Восточной Азии (Индия, Индонезия, Малайзия, Бруней и др.) нефтегазоносные бассейны связаны с самыми разнообразными тектоническими элементами - Индо-Ганским предгорным прогибом, межгорными впадинами ИндоКитайского полуострова, шельфом и островными дугами Индокитайско-Яванского региона (рис. 62). Рис. 62. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Юго-Восточной Азии. 1 - выходы кристаллических пород древней Индостанской платформы; 2 - области мезозойской складчатости; 3 - области альпийской складчатости; 4 - области погружения докембрийского фундамента, 5 - нефтегазоносные территории. Основные нефтегазоносные провинции: 1 - Нижнеиндская, 2 - Индо-Гангская, 3 Бенгальская, 4 - Индо-Цейлонский прогиб, 5 - Иравадийская, 6 - Суматринская, 7 -СевероЯванская, 8 - Саравакская, 9 - Восточно-Калимантанская, 10 - впадины Кутай-Махакам. Большая часть территорий нефтегазоносных бассейнов Индостанского полуострова, межгорных впадин Индокитая располагается в пределах материковой части, а в Индокитайско-Яванском регионе большая часть территории нефтегазоносных бассейнов располагается в акватории ЮжноКитайского и Яванского морей. Одним из крупных нефтегазоносных бассейнов Индостанского п-ва является Бенгальский, большая часть которого располагается в акватории Бенгальского залива. Осадочный чехол сложен позднепалеозойско-мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Продуктивны кайнозойские отложения. В пределах Индокитайского п-ва наиболее крупным является Иравадийский бассейн, осадочный чехол которого сложен кайнозойскими отложениями. Большая часть месторождений в нефтегазоносных бассейнах этих двух п-вов относятся к категории мелких. Месторождения характеризуются большим количеством залежей (до 40). Всего в пределах этих бассейнов открыто около 100 месторождений. Наиболее богатой в Индокитайском-Яванском регионе является Суматринская провинция, расположенная на о-ве Суматра и шельфе Южно-Китайского моря. Осадочный чехол сложен кайнозойскими отложениями. Основные продуктивные горизонты приурочены к миоценовой части разреза. Наиболее крупное месторождение - нефтяное месторождение Минас. Начальные извлекаемые запасы нефти более 1 млрд. т. В северо-западной части о-ва Калимантан располагается Саравакская провинция, значительная часть территории которой располагается в пределах акватории Южно-Китайского моря, осадочный чехол представлен меловыми-кайнозойскими отложениями, суммарной толщиной до 15 км. Продуктивные отложения приурочены к миоценовым и плиоценовым песчаникам. Крупнейшим является нефтяное месторождение Сериа (Бруней), в котором выделяется более 20 пластовых сводовых залежей в интервале глубин 250-2700 м (рис. 39). С 70-х годов резко активизировались поисково-разведочные работы на шельфе. Всего на шельфе этого региона открыто около 100 месторождений нефти и газа. В Малайзии и Брунее в 90-х годах более 80% годовой добычи газа приходилось на шельфовые месторождения. Общее количество месторождений в пределах этого региона превышает 250. К юго-восточному региону Азии относятся межгорные и предгорные впадины Японских островов. Все эти впадины выполнены терригенными и вулканогенно-осадочными отложениями палеогена и неогена. Основные продуктивные горизонты имеют миоценовый возраст. Все открытые месторождения нефти и газа небольшие по размерам. Наиболее крупное -газовое месторождение Ниигата. Газ находится в водорастворенном состоянии. Начальные извлекаемые запасы 70 млрд. м3. 10.7. ЦЕНТРАЛЬНАЯ АЗИЯ В центрально-азиатском регионе (Китай,' Монголия) выделяются нефтегазоносные бассейны, связанные с синеклизами и впадинами, расположенными в пределах Китайской докембрийской платформы, с разновозрастными межгорными впадинами шельфом Восточно-Китайского, Южно-Китайского морей (рис. 63). Рис 63. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Китая. 1 - области докембрийской складчатости; 2 - области палеозойской складчатости; 3 -области мезозойско-кайнозойской складчатости, 4 - нефтегазоносные бассейны. Нефтегазоносные провинции и области: 1 - Таримская провинция, 2 - Джунгарская провинция, 3 Турфанская область, 4 - Цайдамская область, 5 - Ордосская провинция, 6 -провинция Сунляо, 7 - Сычуаньская провинция, 8 -Северо-Китайская провинция, 9 область залива Бохай, 10 - область Субэй, 11 - область Восточно-Китайского моря. Осадочный чехол синеклиз и впадин, расположенных в пределах докембрийской платформы, сложен палеозойскими и мезозойским отложениями, суммарная толщина которых в отдельных впадинах достигает 10 км (Гуанси-Гуйчжоусская синеклиза). Основные продуктивные горизонты приурочены к пермским, триасовым и юрским отложениям. К числу наиболее крупных нефтегазоносных провинций можно отнести: ГуансиГуйчжоусскую, Ордосскую, Сычуаньскую и Таримскую. Месторождения в большинстве своем мелкие и средние. В первых двух провинциях преобладают месторождения нефти. К середине 90х годов в континентальной части было открыто 130 газовых и около 60 нефтяных месторождений. В пределах шельфа Восточно-Китайского моря выделяются нефтегазоносная область и Сиамская нефтегазоносная провинция. Северо-Тайваньская Северо-Тайваньская область включает северо-западную часть о. Тайвань и прилегающую акваторию Восточно-Китайского моря. Осадочный чехол сложен терригенными кайнозойскими отложениями, максимальная толщина которых достигает 7 км. Продуктивные горизонты приурочены к миоценовым отложениям. Месторождения нефтяные и газовые. По размерам месторождения мелкие. Сиамская провинция расположена в акватории одноименного залива Южно-Китайского моря. Осадочный чехол сложен терригенными и карбонатными кайнозойскими отложениями. Продуктивные горизонты приурочены к олигоцен-миоценовым отложениям. Всего открыто около 50 месторождений нефти и газа. По размерам месторождения мелкие и средние. 10.8. АВСТРАЛИЯ И НОВАЯ ЗЕЛАНДИЯ Большая часть территории Австралийского континента занимает докембрийская платформа. Нефтегазоносные бассейны выделяются в пределах центральной части докембрийской платформы, в восточной части континента в области развития палеозойского складчатого основания и на западном, северном и юго-восточном побережьях материка и смежном шельфе (рис. 64). Наиболее крупный бассейн на материковой части расположен на востоке и приурочен к синеклизе Большого Артезианского бассейна, осадочный чехол которой сложен верхнепалеозойскими-мезозойскими терригенными отложениями, суммарной толщиной до 7 км. Продуктивные горизонты приурочены к пермской, триасовой и нижнеюрской частям разреза. Нефтегазоносные бассейны приурочены к прибрежным равнинным и прилегающим частям шельфа развиты на северном (Бонапарт-Галф), на западном (Карнарвон, Перт) и юго-восточном (Гинсленд) побережьях континента. Развитие всех этих бассейнов связано с эволюцией пассивных континентальных окраин Австралии. Осадочный чехол сложен мезозойс- Рис. 64. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Австралии. 1 - выходы кристаллических пород древней Австралийской платформы; 2 - области развития палеозойской складчатости; 3 - области погружения докембрийского фундамента; 4 - области погружения палеозойского складчатого фундамента; 5 нефтегазоносные бассейны связанные с эволюцией континентальных окраин. Нефтегазоносные бассейны: 1 - Перт, 2 - Карнарвон, 3 - Бонапарт-Галф, 4 - Арафур, 5 - Амадиес, 6 - Большой Артезианский, 7 - Гипсленд. кими и кайнозойскими отложениями, в бассейнах западного побережья развиты также и палеозойские отложения. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям триаса, юры, мела и эоцена-олигоцена. Месторождения во всех этих бассейнах открыты как на суше, так и на шельфе. По размерам месторождения мелкие и средние. На территории Новой Зеландии выделяется нефтегазоносный бассейн, расположенный на югозападном побережье острова (Таранаки). Осадочный чехол сложен палеогеновыми отложениями, толщиной свыше 6 км. Бассейн продолжается в открыты как на суше, так и в акватории. акватории Тасманова моря. Месторождения ГЛАВА 11. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ) Поисково-разведочные работы на нефть и газ на территории PC (Я) имеют уже более чем 60летнюю историю. Впервые положительная оценка перспектив нефтегазоносности Западной Якутии была дана академиками А.Д.Архангельским и КСШатским в 1929-1932 гг. В течение 30-50-х годов объектом поисков нефти и газа являлись кембрийские отложения на северном склоне Алданской антеклизы и в Березовской впадине. Первые притоки нефти в Якутии были получены в 1937 г. из колонковых скважин, пробуренных на левом берегу р. Туолба в 120 км выше ее впадения в р. Лена, В.М.Сенюковым, впоследствие ставшим видным советским геологом-нефтяником. Всего в течение этих лет на указанныой территории было пробурено свыше сотни неглубоких колонковых и 10 глубоких разведочных скважин глубиной от 500 до 2500 м. Во многих скважинах были зафиксированы нефтегазопроявления разного характера и масштаба. На Русскореченской площади в 1953 г. был получен аварийный выброс природного газа с ориентировочным дебитом до 100 тыс. м3/сут. В 30 - 50 годы поисково-разведочные работы на нефть и газ проводились также на крайнем северо-западе республики и в низовьях р. Оленек и были ориентированы на пермские и триасовые отложения. На п-ве Нордвик в те годы было открыто 4 небольших месторождения нефти (2 из них на территории нашей республики). На Южно-Тигянском месторождении был получен приток нефти до 15 м3/сут. В течение 1949-1952 гг. на этом месторождении из скв.102-Р было добыто 1800 т нефти -это была первая якутская нефть. В начале 50-х годов поисково-разведочные работы были переориентированы на мезозойские отложения восточной части Сибирской платформы. 15 октября 1956 г. из скв. 1 на Таас-Тумусской площади, в 20 км выше впадения р.Вилюй в р. Лена, ударил мощный фонтан природного газа (по приблизительным оценкам около 4 млн. м3/сут.). Так было открыто первое промышленное месторождение природного газа в Якутии. С 60-х до середины 80-х годов на территории республики велись интенсивные поиски месторождений нефти и газа. В конце 80-х - начале 90-х объемы геофизических и буровых поисково-разведочных работ на территории республики резко упали. К настоящему времени на территории республики открыто 32 месторождения нефти и газа, из них 11 - в Вилюйской синеклизе и центральной части Предверхоянского прогиба, а 21 - в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) и Предпатомского прогиба. По оценке группы специалистов во главе с академиком А.Э.Конторовичем начальные сырьевые ресурсы (НСР) углеводородов Республики Саха оцениваются в 20,1 млрд. т условных углеводородов, в том числе нефти - 9,4 млрд. т, свободного природного газа - 9,4 трлн. м3, газа растворенного в нефти - 0,7 трлн. м3, конденсата - 0,6 млрд. т. Извлекаемые ресурсы нефти составляют 2,4 млрд. т, свободного газа - 9,4 трлн. м3. Степень опоискованности НСР по перспективным на нефть и газрегионам республики крайне неравномерная и в целом очень низкая. Наиболее высока она в НБА, где разведанные геологические ресурсы составляют 40% от НСР, в Вилюйской синеклизе - 17%, в Предверхоянском прогибе - 4%, в Предпатомском - 0,5%. По всем остальным перспективным на нефть и газ территориям республики запасы относятся к категории прогнозных. Столь низкая степень опоискованности НСР обусловлена невысокой изученностью территории сейсморазведочными методами и глубоким бурением. Плотность сейсморазведочных работ по перспективным на нефть и газ регионам республики колеблется в пределах 0,004 - 0,415 пог. км/км2 (средняя 0,117 пог. км/км2), плотность глубокого бурения - 0,02-9,39 пог. м/км2 (средняя 1,34 пог. м/км2). Наибольшая плотность сейсморазведки и глубокого бурения в пределах НБА (0,415 и 9,39 соответственно) и Вилюйской синеклизы (0,325 и 5,99 соответственно). Нефтяные и газовые месторождения республики располагаются в пределах НепскоБотуобинской, Предпатомской и ЛеноВилюйской нефтегазоносных областей (рис. 65, 66). НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (НБГО) В пределах якутской части территории НБНГО, выделяемой в объеме Непско-Ботуобинской антеклизы, к настоящему времени открыто 18 газонефтяных, нефтегазоконденсатных, нефтегазовых и газовых месторождений. Степень изученности этих месторождений разная - на некоторых из них разведка завершена, большинство же из открытых месторождений находятся на разных стадиях изученности. Открытые в пределах НБНГО залежи нефти и газа и нефтегазопроявления приурочены к терригенно-карбонатным отложениям венда и галогенно-карбонатным отложениям нижнего кембрия. В терригенно-карбонатном разрезе венда выделяются терригенные продуктивные горизонты (снизу вверх): вилючанский, талахскии, улаханский, хамакинский, харыстанский и ботуобинский. Вилючанский продуктивный горизонт приурочен к базальным слоям разреза венда (бетинчинская и хоронохская свиты). Установлен в пределах юго-восточной части Вилючанской седловины (Верхневилючанское и Вилюйско-Джербинское месторождения) и юго-восточной части Непско- Пеледуйского свода (Тапаканское месторождение, Нижнехамакинская площадь). Отложения бетинчинской и хоронохской свит в пределах рассматриваемой территории, по-видимому, сохранились только в пределах достаточно узких трогов в кристаллическом фундаменте. Такой грабен достаточно четко фиксируется, по данным глубокого бурения, например.в пределах Талаканского месторождения (скв. 827, 804). * Характер распространения данного горизонта на территории НБНГО, в . силу приуроченности отложений к отрицательным элементам поверхности кристаллического фундамента, сложный. Вилючанский горизонт сложен разнозернистыми кварцевыми песчаниками с прослоями гравелитов, алевролитов и аргиллитов. ФЕС пород-коллекторов по площади невыдержаны. Общая мощность горизонта меняется в широких пределах (от 0 до 150 м), 70 причем, градиенты изменения мощности достигают 8м/км и более. Талахский продуктивный горизонт приурочен к разрезу одноименной свиты. В пределах 58° НБНГО распространен более широко, чем вилючанский продуктивный горизонт. Он распространен в пределах Непско-Пеледуйского свода и протягивается в северовосточном направлении вдоль восточного склона Мирнинского выступа (Таас-Юряхская площадь) и замещается непроницаемыми породами на западе Вилючанской седловины. Талахский горизонт сложен разнозернистыми, часто грубозернистыми, слабо отсортированными песчаниками с высоким содержанием глинистого цемента. ФЕС породколлекторов по площади невыдержаны. Общая мощность до 75 м. Улаханский продуктивный горизонт приурочен к арылахской пачке курсовской свиты, которая залегает на породах кристаллического фундамента и распространена в виде достаточно узкой полосы от северной части Среднеботуобинского месторождения на северовосток до Иреляхского месторождения. Улаханский продуктивный горизонт залегает непосредственно под ботуобинским и отделяется от него незначительной по толщине аргиллитовой перемычкой, составляя в отдельных случаях (Иреляхское месторождение) единую гидродинамическую систему. Мощность улаханского горизонта не превышает 10 - 11 м. Горизонт сложен кварцевыми песчаниками с меняющимся по площади количеством и составом (глинистый, карбонатный, ангидритовый) цементом. ФЕС пород-коллекторов высоки и выдержаны по площади. Хамакинский продуктивный горизонт приурочен к нижнепаршинской подсвите и распространен в пределах Непско-Пеледуйского свода и прослеживается вдоль восточного склона Мирненского выступа (Хотого-Мурбайская площадь). Мощность хамакинского горизонта достигает 40 м. Представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники характеризуются слабой сортировкой обломочного материала и высоким содержанием глинистого цемента. Характерно присутствие в разрезе горизонта отложений, связанных с мутьевыми потоками, -хлидолитоподобных пород, характеризующихся полным отсутствием сортированное™ обломочного материала (Нижнехамакинская пл., скв. 846). ФЕС песчаников невыдержаны по площади и породы-коллекторы с достаточными ФЕС присутствуют в разрезе горизонта, по-видимому, в виде линзовидных тел, мощность которых не превышает 10 м. Харыстанский продуктивный горизонт приурочен к одноименной свите и распространен в пределах Вилючанской седловины и простирается на юго-западный (Буягинская площадь) и, возможно, на юго-восточный склоны Сунтарского поднятия. ЛиТОлогически горизонт представляет собой серию линзовидных песчаниковых тел, мощностью до 30 м, залегающих в алеврито-глинистой толще харыстанской свиты. ФЕС песчаников в пределах этих линз невыдержаны - наряду со слабопроницаемыми песчаниками выделяются песчаники с высокими ФЕС Ботуобинский продуктивный горизонт приурочен к нижнебюкской подсвите и характеризуется наибольшим площадным распространением в пределах НБНГО. Ботуобинский горизонт прослеживается непрерывной полосой от Талаканской площади на юго-востоке до северного склона Мирнинского выступа. Наибольшие мощности (30-35 м) горизонта фиксируются в пределах Среднеботуобинского месторождения, до 28 м достигает мощность горизонта в пределах Чаяндинской площади. Горизонт сложен преимущественно хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками, содержащими на различных участках своего распространения прослои алевролитов и аргиллитов. В преобладающем объеме это пляжные пески, на отдельных участках баровые тела и переслаивающиеся на других участках с более глубоководными алеврито-глинистыми отложениями. Количество алеврито-глинистых пород в разрезе горизонта возрастает в целом при движении на юго-восток. ФЕС пород-коллекторов ботуобинского горизонта высокие и снижаются при движении в сторону Предпатомского прогиба. В галогенно-карбонатном разрезе венда - нижнего кембрия выделяются (снизу вверх): телгеспитская пачка, юряхский и осинский продуктивные горизонты. Телгеспитская продуктивная пачка приурочена к верхнебюкской подсвите и выделяется в пределах Вилючанской седловины и центральной части Мирнинского выступа (Среднеботуобинская площадь) - доломиты, известковистые доломиты и известняки, интенсивно трещиноватые и кавернозные. Промышленных притоков в пределах рассматриваемой НТО из этой пачки не получено, но отмечены притоки газа и интенсивные поглощения при проходке этого интервала разреза. ФЕС пород-коллекторов крайне невыдержаны. Юряхский продуктивный горизонт приурочен к верхней части разреза одноименной свиты и содержит два-три пласта (Ю-I, Ю-П и Ю-Ш). Юряхский горизонт прослеживается в пределах Вилючанской седловины и в зоне сочленения седловины с Мирнинским выступом. Мощность горизонта. 41-46 м. Сложен в различной степени доломитизированными известняками и доломитами, пористыми, кавернозными и трещиноватыми. ФЕС пород-коллекторов невыдержаны. Осинский продуктивный горизонт приурочен к билирской свите и характеризуется широким площадным распространением в пределах данной НТО. Горизонт сложен в различной степени доломитизированными известняками и доломитами, часто водорослевыми и микрофитолитовыми. Породы кавернозно-порово-трещинные, при этом доля этих составляющих в общей емкости пустотного пространства резко меняется по площади и по разрезу. Общая мощность горизонта меняется в пределах 25-80 м. При этом значительные колебания мощности горизонта фиксируются в пределах разведочных площадей. Так, на Среднеботуобинской площади мощность горизонта изменяется от 25 м на севере до 60 м на юге. В пределах горизонта выделяется два пласта 0-1 и О-П, приуроченные, соотвественно, к верхнебилирской и нижнебилирской подсвитам и существенно различающиеся по литологическому составу. Нижний пласт О-П сложен преимущественно плотными микритовыми доломитами и известковистыми доломитами, обычно ангидритизированными и глинистыми. Мощность этого пласта очень выдержана по площади (20-25 м). Пласт O-I в основном сложен доломитизированными спаритовыми известняками и доломитами, водорослевыми и микрофитолитовыми разностями этих же пород. Породы этого пласта более кавернозны и трещиноваты по сравнению с породами пласта О-Н. За счет присутствия в разрезе пласта фитогенных и водорослевых банок фиксируются существенные колебания мощности пласта - от 22 до 55 м. ФЕС пород невыдержаны по площади и по разрезу: от пород с невысокой емкостью и низкой проницаемостью до пород с открытой пористостью более 20% и проницаемостью до нескольких сотен миллидарси. ; :. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение Месторождение приурочено к Среднеботуобинской брахиантиклинали северо-восточного простирания, которая, расположена в наиболее приподнятой части Мирнинского выступа. Брахиантиклиналь осложнена разрывными нарушениями, делящими структуру на ряд тектонических блоков (рис. 67). Амплитуда разрывных нарушений до 30 м. Размер брахиантиклинали 75x80 км. Структура имеет обширный плоский свод. Амплитуда поднятия по кровле продуктивного ботуобинского горизонта 76' 120' 13 Рис. 66. Нефтяные и газовые месторождения Якутии. 1 - Иреляхское газонефтяное, 2 - Северо-Нелбинское газовое, 3 - Нелбинское нефтегазовое, 4 - Маччобинское нефтегазовое, 5 - Иктехское нефтегазовое, 6 Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное, 7 - Таас-Юряхское нефтегазовое, 8 Верхневилючанское газовое, 9 - Вилюйско-Джербинское нефтегазовое, 10 -Чаяндинское нефтегазоконденсатное, 11 - Талаканское газонефтяное, 12 - Алинское газонефтяное, 13 Тымпучиканское нефтегазовое, 14 - Хотого-Мурбайское газовое, 15 - Отраднинское газоконденсатное, 16 - Бысахтахское газоконденсатное, 17 -Средневилюйское газоконденсатное, 18 - Толон-Мастахское газоконденсатное, 19 -Соболох-Неджелинское газоконденсатное, 20 - Бадаранское газовое, 21 - Бадаранское газовое, 21 - Нижневилюйское газовое, 22 - Среднетюнгское газоконденсатное, 23 -Андылахское газовое, 24 Нижнетюкянское газовое, 25 - Усть-Вилюйское газоконденсатное, 26 - Собо-Хаинское газовое, 27 - Южно-Тигянское нефтяное, 28 -Оленбкское природных битумов. 50 м. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с карбонатными отложениями осинского и терригенными коллекторами ботуобинского и улаханского горизонтов. Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам и известнякам, залегающим в кровле подсолевого комплекса под мощной толщей каменных солей юрегинскои свиты нижнего кембрия. Глубина залегания залежи 1450-1550 м. В связи со сложным характером распространения пород-коллекторов строение залежи во многом пока не ясно. Горизонт представлен двумя пластами -0-1 и О-П. Мощность пласта 0-1 колеблется в пределах месторождения от 22 на севере до 54 м на юге структуры. Эффективная мощность пласта изменяется от 0 до 13,4 м и какой-либо закономерности изменения установить пока не имеется возможности. Пласт О-И характеризуется более выдержанной мощностью и строением, мощность его 18-24 м, мощность нефтегазонасыщенной части пласта обычно составляет 4-7 м, достигая в отдельных скважинах 11 м. Породы-коллекторы отсутствуют только в северном блоке месторождения. Коэффициент открытой пористости изменяется в пределах 10-20%, газопроницаемость достигает 0,043 мкм2.Притоки газа достигают 717 тыс. м3/сут. Максимальный дебит нефти 8-10 м3/сут. (скв. 25). Пластовое давление в залеже ниже гидростатического и составляет 13,9-15,8 МПа, пластовая температура +8°С. Основная нефтегазовая залежь приурочена к преимущественно кварцевым песчаникам ботуобинского горизонта. Песчаники серые и светло-серые, мелко-среднезернистые, с редкими маломощными прослойками алевролитов и аргиллитов. Наибольшая мощность горизонта (до 33 м) отмечена в южной присводовой части структуры. Максимальные мощности развиты в юго-восточной части структуры. В северозападном направлении идет их постепенное уменьшение, и в екв. 1 и 24 песчаники почти полностью выклиниваются из разреза. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется в пределах 12-19%. Абсолютная проницаемость достигает 2,5 мкм2. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Покрышкой является пачка ангидритизированных доломитов. Глубина залегания залежи 1875-1925 м. Высота газовой части залежи в своде структуры 16-20 м. На 80% своей площади газовая залежь подстилается нефтяной оторочкой. В сводовой части структуры центрального тектонического блока (1) мощность нефтенасыщенных пород не превышает 4-5 м и увеличивается к юго-восточной части блока до 10-16 м. Размеры залежи 52x12-17 км. Пластовое давление в залежи составляет 14-14,4 МПа, что ниже условного гидростатического, пластовая температура также аномально низкая: +12-14°С.Рабочие дебиты газа колеблются в пределах 31-715 тыс. м3/сут. Дебиты нефти - 15-130 м3/сут. Нефтегазовая залежь в ботуобинском горизонте установлена также на восточном крыле структуры (IV). Залежь пластового типа, тектонически экранированная. Высота залежи более 20 м. Нефтенасыщенные мощности изменяются от 2,2 до 10 м, газонасыщенные - до 3,2 м. размеры залежи 18x3-5 км. Таблица разведанных (А+Б+С1) запасов нефти в странах мира: https://ru.wikipedia.org/wiki/%D0%9C%D0%B8%D1%80%D0%BE%D0%B2%D1%8B%D0%B5_%D0%B7%D0%B0%D0%BF%D0%B0%D1 %81%D1%8B_%D0%BD%D0%B5%D1%84%D1%82%D0%B8 Российская классификация запасов нефти и газа МИНИСТЕРСТВО ПРИРОДНЫХ РЕСУРСОВ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПРИКАЗ от 7 февраля 2001 г. N 126 ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ВРЕМЕННЫХ ПОЛОЖЕНИЯ И КЛАССИФИКАЦИЙ В соответствии с Законом Российской Федерации "О недрах" и Положением о Министерстве природных ресурсов Российской Федерации, утвержденным Постановлением Правительства Российской Федерации от 25 сентября 2000 г. N 726, приказываю: 1. Утвердить: Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ (Приложение 1); Временную классификацию скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей) (Приложение 2); Временную классификацию запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (Приложение 3). 2. Департаменту геологии и использования недр (Морозов), ГКЗ МПР России (Заборин) до 1 июля 2001 года разработать и представить руководству министерства инструкцию по применению Временной классификации запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов. 3. Департаменту геологии и использования недр (Морозов), Департаменту лицензирования (Рябикин) и ФГУНПП "Росгеолфонд" (Захарова) до 1 ноября 2001 г. разработать и представить руководству министерства макет государственного баланса запасов полезных ископаемых (нефть, газы горючие, конденсат и сопутствующие компоненты). 4. Контроль за исполнением Приказа оставляю за собой. Министр Б.А.ЯЦКЕВИЧ Приложение 1 к Приказу МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126 ВРЕМЕННОЕ ПОЛОЖЕНИЕ ОБ ЭТАПАХ И СТАДИЯХ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ Временное положение об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ (далее - Временное положение) составлено в соответствии с Законом Российской Федерации "О недрах" и "Положением о порядке лицензирования пользования недрами", утвержденным в 1992 г. 1. Общие положения 1.1. Временное положение определяет последовательность проведения геологоразведочных работ на нефть и газ в Российской Федерации, связанных с изучением нефтегазоносности, поисками, оценкой, разведкой и разработкой месторождений (залежей) нефти и газа, независимо от их ведомственной принадлежности, подчинения и форм собственности. 1.2. Совокупность взаимосвязанных, применяемых в определенной последовательности работ по изучению недр, обеспечивающих подготовку разведанных запасов нефти, газового конденсата и природного газа для промышленного освоения, далее по тексту именуется "геологоразведочный процесс". 1.3. Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии имеет целью установление рациональной последовательности выполнения различных видов работ и общих принципов оценки их результатов на единой методической основе для повышения эффективности использования недр. 1.4. Виды, объемы работ и методы исследований, применяемые на отдельных этапах и стадиях, должны составлять рациональный комплекс, обеспечивающий решение основных геолого - экономических задач с минимальными затратами сил и средств в конкретных геологических и географических условиях, и соответствовать утвержденным нормативам, инструкциям и руководствам, регламентирующим их проведение. Комплекс исследований и работ, выполняемый в скважинах различных категорий, определяется в соответствии с "Классификацией скважин, бурящихся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений (залежей)". 1.5. Геологоразведочные работы осуществляются по проектам, которые составляются и утверждаются в соответствии с действующими инструкциями и нормативными документами. 1.6. Геологоразведочные работы на нефть и газ в зависимости от стоящих перед ними задач, состояния изученности нефтегазоносности недр подразделяются на: региональный поисково - оценочный разведочный этапы с выделением в них стадий (таблица 1). 2. Региональный этап Целью региональных геолого - геофизических работ является изучение основных закономерностей геологического строения слабо исследованных осадочных бассейнов и их участков и отдельных литолого - стратиграфических комплексов, оценка перспектив их нефтегазоносности и определение первоочередных районов и литолого - стратиграфических комплексов для постановки поисковых работ на нефть и газ на конкретных объемах. Региональный этап изучения недр предшествует поисково - оценочному этапу и проводится до тех пор, пока существуют благоприятные предпосылки для обнаружения новых перспективных комплексов на неосвоенных глубинах и зон нефтегазонакопления в слабоизученных районах. В пределах нефтегазоносных районов региональные работы могут проводиться одновременно с поисково - оценочными и разведочными работами. В соответствии с задачами региональный этап разделяют на две стадии: прогноза нефтегазоносности и оценки зон нефтегазонакопления. 2.1. Стадия прогноза нефтегазоносности 2.1.1. Основным объектом исследования являются осадочные бассейны и их части. 2.1.2. На стадии прогноза нефтегазоносности обосновываются наиболее перспективные направления дальнейших исследований и проводится выбор первоочередных объектов - нефтегазоперспективных районов и зон, перспективных комплексов. 2.1.3. Типовой комплекс региональных работ этой стадии включает: - дешифрирование материалов аэро-, фото- и космических съемок, геологическую, гидрогеологическую, структурно геоморфологическую, геохимическую мелкомасштабные съемки и другие исследования; - аэромагнитную, гравиметрическую съемку масштабов 1:200000 - 1:50000 и электроразведку; - сейсморазведочные работы по системе опорных профильных пересечений; - бурение опорных и параметрических скважин на опорных профилях в различных структурно - фациальных условиях; - обобщение и анализ геолого - геофизической информации, результатов бурения скважин. 2.1.4. На стадии прогноза нефтегазоносности по результатам работ и обобщения материалов составляются отчеты (годовые и окончательные) о геологических результатах и оценке прогнозных ресурсов категорий Д2 и частично Д1. В окончательном отчете обосновывается выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований. К отчетам прилагаются следующие основные графические документы: - обзорная карта; - схема расположения профилей, физических точек наблюдений и скважин на исходной геологической и тектонической основе; - сводные нормальные геолого - геофизические разрезы отложений, изученных крупных геоструктурных элементов осадочного бассейна; - геолого - геофизические разрезы опорных и параметрических скважин с выделенными опорными и маркирующими горизонтами и с результатами испытания; - схемы межрайонной корреляции разрезов изученных отложений; - опорные геологические и геофизические разрезы, характеризующие строение бассейна и крупных структур; - схема тектонического районирования бассейна в целом или отдельной изученной его части; - литолого - фациальные схемы и палеосхемы нефтегазоперспективных комплексов разреза; - схемы нефтегазогеологического районирования с дифференцированием территорий (акваторий) по перспективам нефтегазоносности и выделением первоочередных зон для проведения работ следующей стадии. 2.2. Стадия оценки зон нефтегазонакопления 2.2.1. Основными объектами исследования этой стадии являются нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления. 2.2.2. Типовой комплекс работ стадии оценки зон нефтегазонакопления включает все виды работ и методы исследований, указанные в пункте 2.1.3, но выполняющиеся по более плотной сети наблюдений и с укрупнением масштабов исследований до 1:100000 1:25000. 2.2.3. На стадии оценки зон нефтегазонакопления по результатам проведения работ и обобщения материалов составляются отчеты (годовые и окончательные) о геологических результатах и оценке ресурсов категорий Д1 и частично Д2. В окончательном отчете обосновывается выбор районов и установление очередности проведения на них поисковых работ. К отчетам прилагаются следующие основные графические документы: - обзорная карта; - карта геолого - геофизической изученности; - карта тектонического районирования; - схема расположения профилей и скважин (карта фактического материала) на геологической и структурной основе; - геолого - геофизические разрезы скважин с выделением нефтегазоперспективных и нефтегазоносных комплексов и с результатами испытания; - корреляционные схемы разрезов скважин, нефтегазоносных и перспективных комплексов, горизонтов и пластов с результатами их испытания; - опорные геологические разрезы, сейсмогеологические, временные и другие разрезы, проходящие через параметрические скважины; - структурные карты по основным структурным этажам и ярусам; - литолого - фациальные карты и палеосхемы перспективных комплексов и горизонтов; - карта важнейших критериев нефтегазоносности основных комплексов; - карта нефтегазогеологического районирования; - подсчетные планы нефтегазоносных комплексов с выделением эталонных и расчетных участков и границами развития нефтегазоносных комплексов; - карты перспектив нефтегазоносности и распределения плотности прогнозных ресурсов нефти и газа категорий Д1 и Д2. 3. Поисково - оценочный этап Целью поисково - оценочных работ является обнаружение новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценка их запасов по сумме категорий С1 и С2. Поисково - оценочный этап разделяется на стадии: выявления объектов поискового бурения, подготовки объектов к поисковому бурению, поиска и оценки месторождений (залежей). 3.1. Стадия выявления объектов поискового бурения 3.1.1. Объектами проведения работ являются районы с установленной или возможной нефтегазоносностью. 3.1.2. Типовой комплекс работ включает: - дешифрирование материалов аэрофото- и космических съемок локального и детального уровней генерализации; - структурно - геологическую (структурно - геоморфологическую съемки); - гравиразведку, магниторазведку и электроразведку; - сейсморазведку по системе взаимоувязанных профилей; - бурение структурных скважин; - специальные работы и исследования по прогнозу геологического разреза и прямым поискам. 3.1.3. По материалам геолого - геофизических работ по выявлению объектов поискового бурения составляются отчеты о геологических результатах работ и оценке прогнозных локализованных ресурсов Д1л с обязательным приложением следующих основных графических документов: - обзорная карта района; - карта геолого - геофизической изученности; - схема расположения профилей, физических точек наблюдений и скважин; - сводный геолого - геофизический разрез площади работ; - геологические профили, временные, сейсмогеологические, геоэлектрические и другие разрезы; - геолого - геофизические разрезы структурных скважин с выделением продуктивных, маркирующих, опорных горизонтов; - структурные карты по целевым горизонтам с выделением первоочередных объектов; - карты сопоставления результатов всех видов геолого - геофизических исследований. 3.2. Стадия подготовки объектов к поисковому бурению 3.2.1. Объектами проведения работ являются выявленные ловушки. 3.2.2. Типовой комплекс работ включает: - высокоточную гравиразведку и детальную электроразведку; - детальную сейсморазведку; - бурение структурных скважин. 3.2.3. По материалам геолого - геофизических работ по подготовке объектов к поисковому бурению составляется отчет о геологических результатах работ и паспорт на подготовленную структуру, с оценкой перспективных ресурсов категории С3 с обязательным приложением следующих основных графических документов: - обзорная карта района; - карта геолого - геофизической изученности; - схема расположения профилей, физических точек наблюдений и скважин; - сводный геолого - геофизический разрез площади работ; - геологические профили, временные, сейсмогеологические, геоэлектрические и другие разрезы; - геолого - геофизические разрезы структурных скважин с выделением продуктивных, маркирующих, опорных горизонтов; - структурные карты по целевым горизонтам с выделением первоочередных объектов; - карты неантиклинальных ловушек, совмещенные со структурными картами по продуктивным или близким к ним горизонтам, с контурами предполагаемых залежей; - карты сопоставления результатов всех видов геолого - геофизических исследований; - информационные карты по выявленным нефтегазоперспективным объектам, паспорта по объектам, подготовленным к поисковому бурению. 3.3. Стадия поиска и оценки месторождений (залежей) 3.3.1. Объектами проведения работ являются подготовленные к поисковому бурению ловушки и открытые месторождения (залежи). 3.3.2. Типовой комплекс работ включает: - бурение и испытание поисково - оценочных скважин; - детализационную скважинную и наземную (морскую) сейсморазведку; - специальные работы и исследования по изучению геологического разреза и положения контуров залежей и элементов ограничения залежи. Объемы работ и виды геолого - геофизических исследований, а также их методика определяются проектом, а для каждой скважины - геолого - техническим нарядом, составленными и утвержденными в установленном порядке. 3.3.3. В процессе поиска месторождений (залежей) решается задача установления факта наличия или отсутствия промышленных запасов нефти и газа. В случае открытия месторождения (залежи) подтверждающие геолого - геофизические материалы в установленном порядке представляются на государственную экспертизу запасов и по ее результатам ставятся на государственный баланс. 3.3.4. В процессе оценки решаются следующие вопросы: - установление фазового состояния углеводородов и характеристик пластовых углеводородных систем; - изучение физико - химических свойств нефтей, газов, конденсатов в пластовых и поверхностных условиях, определение их товарных качеств; - изучение фильтрационно - емкостных характеристик коллекторов; - определение эффективных толщин, значений пористости, нефтегазонасыщенности; - установление коэффициентов продуктивности скважин и добывных возможностей; - предварительная геометризация залежей и подсчет запасов по категориям С2 и С1. В отдельных случаях при оценке месторождений с целью уточнения промысловых характеристик коллектора проводится опытная эксплуатация пробуренных в рамках данной стадии единичных скважин. Опытная эксплуатация проводится по индивидуальным проектам, в которых определяются сроки проведения и максимальные объемы отбора нефти и газа. Проекты опытной эксплуатации скважин проходят экспертизу и утверждаются в установленном порядке. 3.3.5. По результатам работ на стадии поиска и оценки месторождений (залежей) проводится систематизация геолого - геофизических материалов и составляется отчет о результатах поисково - оценочных работ. В случае открытия месторождения (залежи) проводится подсчет геологических и извлекаемых запасов углеводородов, а также сопутствующих компонентов в соответствии с действующими нормативными документами. 4. Разведочный этап 4.1. Целью этапа является изучение характеристик месторождений (залежей), обеспечивающих составление технологической схемы разработки (проекта опытно промышленной эксплуатации) месторождения (залежи) нефти или проекта опытно промышленной эксплуатации месторождения (залежи) газа, а также уточнение промысловых характеристик эксплуатационных объектов в процессе разработки. 4.2. Объектами проведения работ являются месторождения (залежи) нефти и газа. 4.3. В процессе разведки решаются следующие вопросы: - уточнение положения контактов газ - нефть - вода и контуров залежей; - уточнение дебитов нефти, газа, конденсата, воды, установление пластового давления, давления насыщения и коэффициентов продуктивности скважин; - исследование гидродинамической связи залежей с законтурной областью; - уточнение изменчивости емкостно - фильтрационных характеристик коллекторов; - уточнение изменчивости физико - химических свойств флюидов по площади и разрезу залежи; - изучение характеристик продуктивных пластов, определяющих выбор методов воздействия на залежь и призабойную зону с целью повышения коэффициентов извлечения. 4.4. Типовой комплекс работ включает: - бурение разведочных, а в ряде случаев и опережающих эксплуатационных скважин; - переинтерпретацию геолого - геофизических материалов с учетом данных по пробуренным скважинам; - проведение детализационных геолого - геофизических работ на площади и в скважинах; - проведение пробной эксплуатации залежи. 4.5. Рациональная степень разведанности, необходимый объем работ и методы исследования определяются проектом разведки, составляемым и утверждаемым в установленном порядке. 4.6. По результатам разведочных работ с учетом данных пробной эксплуатации проводится: - уточнение геологических и извлекаемых запасов углеводородов, а также сопутствующих компонентов разведанных и выявленных залежей (продуктивных горизонтов) месторождений по категориям С1 и частично С2; - подготовка геолого - геофизических материалов, необходимых для составления технологической схемы разработки месторождений нефти и проекта опытно промышленной эксплуатации месторождений газа, а также для выбора методов повышения коэффициентов извлечения. 4.7. Этап разведки месторождения (залежи) завершается получением информации, достаточной для составления технологической схемы разработки (проекта опытно промышленной эксплуатации) месторождения (залежи) нефти или проекта опытно промышленной эксплуатации месторождений (залежи) газа. 4.8. По результатам работ на этапе разведки приводится систематизация геолого геофизических материалов и составляются: - отчет по подсчету запасов нефти, конденсата, природного газа и попутных компонентов; - технико - экономическое обоснование величии коэффициентов извлечения нефти и конденсата. Таблица 1 СХЕМА СТАДИЙНОСТИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТ НА НЕФТЬ И ГАЗ Этап Стадия Объекты изучения РегиоПрогно- Осадочнальный за ные баснефтесейны и газоих части носности Оценки зон нефтегазонакопления Нефтегазоперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления Основные задачи 1. Выявление литолого - стратиграфических комплексов, структурных этажей, ярусов и структурно - фациальных зон, определение характера основных этапов геотектонического развития, тектоническое районирование. 2. Выделение нефтегазоперспективных комплексов (резервуаров) и зон возможного нефтегазонакопления, нефтегазогеологическое районирование. 3. Качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности. 4. Выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований 1. Выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого - стратиграфическими комплексами, основных закономерностей распространения свойств пород коллекторов и флюидоупоров и изменения их свойств. 2. Уточнение нефтегазогеологического районирования. 3. Количественная оценка перспектив нефтегазоносности. 4. Выбор районов и установление очередности проведения на них поисковых работ Итоговая оценка ресурсов Прогнозные ресурсы Д2 и частично Д1 Прогнозные ресурсы Д1 и частично Д2 Поисково оценочный Выявления объектов поискового бурения Районы с установленной или возможной нефтегазоносностью 1. Выявление условий залегания и других геолого - геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазоперспективных комплексов. 2. Выявление перспективных ловушек. 3. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов. 4. Выбор объектов для детализационных работ ПодгоВыявлен- 1. Детализация выявленных товки ные лоперспективных ловушек, позвообъеквушки ляющая прогнозировать просттов к ранственное положение запоисколежей вому 2. Количественная оценка персбурению пективных ресурсов на объектах, подготовленных к поисковому бурению. 3. Выбор объектов и определение очередности их ввода в поисковое бурение Поиска Подго1. Выявление в разрезе нефтеи оцен- товленгазоносных и перспективных гоки мес- ные лоризонтов коллекторов и покрыторожвушки, шек и определение их геолого дений открытые геофизических свойств (пара(залеместометров). жей) рождения 2. Выделение, опробование и (залежи) испытание нефтегазоперспективных пластов и горизонтов, получение промышленных притоков нефти и газа и установление свойств флюидов и фильтрационно - емкостных характеристик. 3. Открытие месторождения и постановка запасов на государственный баланс. 4. Выбор объектов для проведения оценочных работ. 5. Установление основных характеристик месторождений (залежей). 6. Оценка запасов месторождений (залежей). 7. Выбор объектов разведки Прогнозные локализованные ресурсы Д1л Перспективные ресурсы С3 Предварительно оцененные запасы С2 и частично разведанные запасы С1 Разведочный Разведки и пробной эксплуатации Промышленные месторождения (залежи) 1. Уточнение геологического строения и запасов залежей. 2. Пробная эксплуатация для получения данных и параметров для составления технологической схемы разработки месторождений. 3. Перевод запасов категории С2 в категорию С1 Разведанные запасы С1 и частично предварительно оцененные запасы С2 Приложение 2 к Приказу МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126 ВРЕМЕННАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ СКВАЖИН, БУРЯЩИХСЯ ПРИ ГЕОЛОГОРАЗВЕДОЧНЫХ РАБОТАХ И РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ (ЗАЛЕЖЕЙ) 1. Классификация скважин устанавливает единые категории скважин, сооружаемых с целью региональных исследований, выявления и подготовки структур, поисков, разведки и разработки нефтяных и газовых месторождений или залежей. 2. Все скважины, бурящиеся при геологоразведочных работах и разработке нефтяных и газовых месторождений или залежей, независимо от источников финансирования подразделяются на следующие категории: опорные, параметрические, структурные, поисково - оценочные, разведочные, эксплуатационные, специальные. 2.1. Опорные скважины бурят для изучения геологического строения крупных геоструктурных элементов земной коры, определения общих закономерностей распространения комплексов отложений, благоприятных для нефтегазонакопления, с целью выбора наиболее перспективных направлений геологоразведочных работ на нефть и газ. Бурение опорных скважин является составной частью комплекса региональных геолого - геофизических исследований на нефть и газ. В зависимости от геологической изученности региона и сложности решаемых задач опорные скважины могут закладываться в районах, не исследованных бурением, с целью всестороннего изучения разреза осадочного чехла и установления возраста и вещественного состава фундамента (в тех случаях, когда последний может быть вскрыт данной скважиной), или в относительно изученных бурением районах для всестороннего изучения нижней части разреза, ранее не вскрытой бурением, или для решения принципиальных вопросов геологического строения и перспектив нефтегазоносности района. При бурении опорных скважин проводят: - сплошной отбор керна; - отбор шлама через 1 - 5 м проходки; - геолого - технологические, геохимические и промыслово - геофизические исследования; - опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб нефти, газа, воды; - испытание в колонне нефтегазоносных горизонтов, выделенных по данным геолого - геофизических исследований, с отбором проб нефти, газа, воды. Результаты комплексной обработки материалов опорного бурения, проводимой научно - исследовательскими коллективами, оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или его территориальные органы. В результате бурения опорных скважин проводится: - построение литолого - стратиграфического разреза осадочного чехла; - определение геолого - геофизических характеристик вскрытого разреза для интерпретации геофизических данных; - установление наличия в разрезе нефтегазоперспективных толщ. 2.2. Параметрические скважины бурят для изучения геологического строения, геолого - геофизических характеристик разреза и оценки перспектив нефтегазоносности возможных зон нефтегазонакопления, выявления наиболее перспективных районов для поисковых работ. Бурение параметрических скважин является ведущим видом региональных геолого геофизических исследований на нефть и газ в относительно изученных районах. Скважины этой категории следует закладывать в пределах локальных структур или на сейсморазведочных профилях. При бурении параметрических скважин проводят: - отбор керна в размерах, обеспечивающих установление и уточнение границ стратиграфических подразделений и изучение вещественного состава и физических характеристик комплексов отложений, слагающих разрез до горизонтов включительно, но не менее 20% от глубины скважины; - геолого - технологические, геохимические и промыслово - геофизические исследования; - ВСП и сейсмокаротаж. Помимо указанных исследований в интервале возможного вскрытия нефтегазоперспективных горизонтов проводят: - сплошной отбор керна; - отбор шлама через 1 - 5 м проходки; - отбор образцов пород боковыми грунтоносами (при необходимости); - опробование и испытание пластов в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб нефти, газ, воды; - испытание в колонне нефтегазоносных горизонтов, выделенных по данным всех видов геолого - геофизических исследований, с отбором проб нефти, газа, воды. Результаты комплексной обработки материалов параметрического бурения оформляются в виде отчета, который представляется в федеральный орган управления фондом недр или его территориальные подразделения для апробации и утверждения. В результате бурения параметрических скважин с учетом других видов региональных исследований проводят: - уточнение стратиграфического разреза и глубинного строения района; - изучение геолого - геофизических характеристик пород вскрытого разреза для интерпретации геофизических данных; - установление наличия нефтегазоносных свит и горизонтов, в комплексе с геофизическими работами выделение зон и структур, благоприятных для скопления нефти и газа; - оценку перспектив нефтегазоносности района, уточнение прогнозных ресурсов. 2.3. Структурные скважины бурят в ряде районов для выявления и подготовки к поисковому бурению перспективных площадей. Структурные скважины закладывают: - для выявления и подготовки площадей (структур) к поисковому бурению, где решение этих задач полевыми геофизическими методами затруднено или экономически нецелесообразно; - в сложных геологических условиях - в комплексе с полевыми геофизическими методами для уточнения деталей строения площади, прослеживания нарушений, перерывов в осадконакоплении и др.; - в комплексе с полевыми геофизическими методами для установления возраста разреза, а также получения данных о его физических параметрах, проверки положения опорных горизонтов, выделенных по данным полевых геофизических исследований. Скважины этой категории, как правило, бурят до маркирующих горизонтов, по которым проводится построение структурных карт. При бурении структурных скважин проводят: - отбор и исследование керна в объемах, обеспечивающих построение разреза и определение его характеристик; - геолого - технологические, геохимические и промыслово - геофизические исследования; - опробование и испытание объектов в открытом стволе и в колонне (при наличии в разрезе нефтегазоперспективных горизонтов). Результаты комплексной обработки материалов структурного бурения оформляются в виде отчета. 2.4. Поисково - оценочные скважины бурят на площадях, подготовленных к поисковым работам, с целью открытия новых месторождений нефти и газа или новых залежей на ранее открытых месторождениях и оценки их промышленной значимости. В поисково - оценочных скважинах производятся исследования с целью получения информации о геологическом строении и оценки нефтегазоносности вскрытого разреза отложений. Комплекс исследований и работ в поисковых скважинах включает: - отбор керна (сплошной - в интервалах предполагаемого залегания нефтегазоносных горизонтов, а также на границах стратиграфических подразделений); - отбор шлама через 1 - 5 м в интервале нефтегазоперспективных горизонтов; - геолого - технологические, геохимические и промыслово - геофизические исследования скважин; - опробование и испытание в процессе бурения перспективных нефтегазоносных комплексов (пластоиспытателями на бурильных трубах с геофизическим сопровождением и локализацией продуктивных пластов приборами на каротажном кабеле) с отбором проб пластовых флюидов; - испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных (в законтурной части залежи) пластов с отбором проб нефти, газа, воды; - специальные исследования в скважине; - работы по интенсификации притоков углеводородов из пластов, представленных сложными коллекторами, с сопровождением их специальными методами ГИС; - пробную эксплуатацию продуктивных скважин (или группы скважин). Результаты бурения поисковых скважин оформляются в виде отчета, в котором обобщаются результаты проведенных исследований и дается обоснование промышленной значимости выявленных залежей нефти и газа либо дается заключение о бесперспективности опоискованного объекта (при отрицательном результате поискового бурения). По результатам бурения оценочных скважин проводят подсчет запасов по категориям С1 и С2. 2.6. Разведочные скважины бурят на площадях с установленной промышленной нефтегазоносностью для уточнения запасов и сбора исходных данных для составления технологической схемы разработки (проекта опытно - промышленной эксплуатации) залежи. При бурении разведочных скважин проводят: - отбор керна в интервалах залегания продуктивных пластов в количестве, обеспечивающем достаточное освещение коллекторских свойств; - геолого - технологические и геохимические исследования в процессе бурения (при необходимости); - промыслово - геофизические исследования; - опробование и испытание в процессе бурения приборами на каротажном кабеле или пластоиспытателем на трубах с отбором проб пластовых флюидов; - испытание в колонне нефтегазоносных, а также водоносных (в законтурной части залежи) объектов с отбором глубинных и поверхностных проб нефти, газа и воды; - специальные исследования скважин; - пробную эксплуатацию продуктивных скважин. По результатам бурения разведочных скважин проводят уточнение ранее подсчитанных запасов и перевод части запасов категории С2 в категорию С1. 2.7. Эксплуатационные скважины бурят для разработки и эксплуатации залежей нефти и газа. В эту категорию входят опережающие эксплуатационные, эксплуатационные, нагнетательные и наблюдательные (контрольные, пьезометрические) скважины. 2.7.1. Опережающие эксплуатационные скважины бурят на разрабатываемую или подготовленную к опытной эксплуатации залежь нефти с целью уточнения параметров и режима работы пласта, выявления и уточнения границ обособленных продуктивных полей, а также оценки выработки отдельных участков залежи для дополнительного обоснования рациональной разработки и эксплуатации залежи. 2.7.2. Эксплуатационные скважины бурят для извлечения нефти и газа из залежи. 2.7.3. Нагнетательные скважины бурят для проведения воздействия на эксплуатируемый пласт с помощью закачки воды, газа и других агентов. 2.7.4. Наблюдательные скважины бурят для осуществления систематического наблюдения за изменением давления, положения межфлюидных контактов и других параметров в процессе эксплуатации пласта. При бурении эксплуатационных скважин осуществляют необходимый отбор керна по продуктивным пластам и комплекс геолого - технологических и геофизических исследований, устанавливаемый в проектах бурения с учетом конкретных задач той или иной группы скважин и степени геологической изученности месторождения. По результатам эксплуатационного бурения проводят перевод запасов нефти и газа из категории С1 в категории В и А. 2.8. Специальные скважины бурят для: - проведения специальных исследований; - сброса промысловых вод; - ликвидации открытых фонтанов нефти и газа; - подготовки подземных хранилищ углеводородов и закачки в них газа и жидких углеводородов (номенклатуру скважин определяют в соответствии с действующими нормативными документами); - строительства установок для захоронения промышленных стоков (нагнетательные, контрольные, наблюдательные); - разведки и добычи технических вод. В специальных скважинах проводят комплекс геолого - технологических и промыслово - геофизических исследований и специальных работ с учетом целевых задач конкретных скважин. 3. Проектирование и заложение скважин, проведение в них исследований, сбор, обработка и хранение материалов бурения и исследований, составление отчетов по скважинам всех категорий осуществляется в соответствии с действующими положениями, инструкциями, правилами, методическими указаниями и другими документами. При проектировании конструкций параметрических, поисковых, оценочных и разведочных скважин необходимо предусматривать возможность использования их для эксплуатации залежей нефти и газа. Приложение 3 к Приказу МПР России от 7 февраля 2001 г. N 126 ВРЕМЕННАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАПАСОВ МЕСТОРОЖДЕНИЙ, ПЕРСПЕКТИВНЫХ И ПРОГНОЗНЫХ РЕСУРСОВ НЕФТИ И ГОРЮЧИХ ГАЗОВ I. Общие положения 1. Временная классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов (далее - Временная классификация) устанавливает единые для Российской Федерации принципы подсчета и государственного учета запасов месторождений и перспективных ресурсов нефти и горючих газов (свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти) в недрах по степени их изученности и народнохозяйственному значению, условия, определяющие подготовленность разведанных месторождений для промышленного освоения, а также основные принципы оценки прогнозных ресурсов нефти и газа. 2. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и газа подсчитываются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ископаемых Российской Федерации по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Данные о запасах месторождений и перспективных ресурсах нефти и газа используются при разработке концепции экономического и социального развития субъектов Российской Федерации, регионов и Российской Федерации в целом, а данные о запасах по месторождениям - для проектирования добычи и транспортировки нефти и газа. Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологоразведочных представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических и геохимических исследований, оцениваются в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций, акваторий, областей, регионов, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ. 3. При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти и газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутанов, серы, гелия, металлов), целесообразность которых обоснована технологическими и технико - экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом по наличию их в недрах без учета потерь при разработке месторождений. 4. Перспективные ресурсы подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы оцениваются раздельно по нефти, газу и конденсату. 5. Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутанов, серы и металлов подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оцениваются в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитываются и учитываются, а прогнозные ресурсы газа оцениваются в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20 град. C). 6. Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование. 7. При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для извлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд. II. Категории запасов, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и газа 8. Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на разведанные категории А, В и С1 и предварительно оцененные - категория С2. Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категория С3 и прогнозные локализованные - категория Д1л и прогнозные - категории Д1 и Д2. 9. Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с детальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и другие). Запасы категории А подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденным проектом разработки месторождения нефти или газа. 10. Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи. Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно - промышленной разработки месторождения газа. 11. Категория С1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований в неопробованных скважинах. Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофизических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по данным опробования скважин. По газонефтяным залежам установлена промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические и геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями. Запасы категории С1 подсчитываются по результатам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно - промышленной разработки месторождения газа. 12. Категория С2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований: в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в неопробованных залежах разведанных месторождений. Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями. Запасы категории С2 используются для определения: перспектив месторождения и планирования геологоразведочных работ; геолого - промысловых исследований при переводе скважин на вышезалегающие пласты. Запасы категории С2 частично используются для составления проектных документов для разработки залежей. 13. Категория С3 - перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения ловушек, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района. Форма, размер и условия залегания предполагаемой залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями. Перспективные ресурсы нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ. 14. Категория Д1л - прогнозные локализованные ресурсы ловушек, выявленных по результатам поисковых геологических и геофизических исследований, находящиеся в пределах районов с установленной или возможной нефтегазоносностью. Количественная оценка прогнозных локализованных ресурсов реализуется с учетом плотности прогнозных ресурсов категории Д1 и установленной площади выявленного объекта. Прогнозные локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геологоразведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке перспективных ресурсов категории С3. 15. Категория Д1 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого - стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д1 производится по результатам региональных геологических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона. 16. Категория Д2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого - стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа. III. Группы запасов нефти и газа 17. При оценке запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них имеющих промышленное значение компонентов подсчитываются и учитываются: - геологические запасы - количество нефти, газа, конденсата, находящееся в недрах; - извлекаемые запасы - часть геологических запасов, извлечение которых из недр на дату подсчета запасов экономически эффективно в условиях конкурентного рынка при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. 18. Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, оцениваются на основании технико - экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений. IV. Группы месторождений (залежей) по величине запасов, сложности геологического строения 19. Месторождения нефти и газа по величине извлекаемых запасов нефти и геологических запасов газа подразделяются на: - уникальные - более 300 млн. т нефти или 500 млрд. куб. м газа; - крупные - от 60 до 300 млн. т нефти или от 75 до 500 млрд. куб. м газа; - средние - от 15 до 60 млн. т нефти или от 40 до 75 млрд. куб. м газа; - мелкие - менее 15 млн. т нефти или 40 млрд. куб. м газа. 20. По сложности геологического строения выделяются залежи: - простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу; - сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений; - очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов. https://www.google.ru/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0CCcQFjAA&url=http%3A%2F%2Fugra-nedra.ru%2Fwpcontent%2Fuploads%2F2011%2F04%2Fob_etapakh_i_stadiiakh_gee.doc&ei=IdpYUsOZEoTItAb2m4HQCQ&usg=AFQjCNGXAYN29QpW2 uHb8aIR4WPVuAcftw&bvm=bv.53899372,d.bGE&cad=rjt МЕЖДУНАРОДНЫЕ СТАНДАРТЫ Стандарты SPE Если Российская система классификации запасов основной упор делает на реальном физическом наличии углеводородов в геологических формациях, и запасы оцениваются исходя из вероятности такого физического наличия, то стандарты SPE учитывают не только вероятность того, что углеводороды физически присутствуют в данной геологической формации, но также и экономическую эффективность извлечения этих запасов (включая такие факторы, как затраты на разведку и бурение, текущие производственные затраты, транспортные издержки, налоги, сложившиеся цены на продукцию и иные факторы, влияющие на экономическую эффективность данной залежи). В соответствии со стандартами SPE, запасы классифицируются как "доказанные", "вероятные" и "возможные" исходя как из геологических, так и коммерческих факторов. Мы включили в настоящий проспект эмиссии данные о наших вероятных и доказанных запасах по стандартам SPE исходя из оценки наших месторождений со стороны компании "DeGolyer and MacNaughton". Доказанные запасы включают запасы, которые подтверждены с высокой степенью достоверности на основании анализа истории разработки и (или) анализа при помощи объемного метода соответствующих геологических и инженерных данных. Доказанными запасами являются запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют более, чем 90 %-ные шансы быть добытыми. Вероятными запасами являются запасы, в которых углеводороды находятся в геологической структуре с меньшей степенью достоверности, поскольку было пробурено меньшее количество скважин и (или) не проводились определенные эксплуатационные испытания. Вероятными запасами являются запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют более, чем 50 %-ные шансы быть добытыми. Возможными запасами являются недоказанные запасы, которые исходя из имеющихся доказательств и с учетом технико-экономических факторов имеют 10 %-ные шансы быть добытыми. Оценка доказанных, вероятных и возможных запасов природного газа естественно сопряжена с многочисленными сомнениями. Точность любой оценки запасов зависит от качества доступной информации и инжиниринговой и геологической интерпретации. Исходя из результатов бурения, опробования и добычи после даты проверки, запасы могут быть значительно пересчитаны в сторону увеличения или уменьшения. Изменения цены на природный газ, газоконденсат или сырую нефть также могут влиять на наши оценки доказанных и вероятных запасов, а также на оценки их будущей чистой выручки и чистой текущей стоимости, поскольку запасы и будущая чистая выручка и чистая текущая стоимость оцениваются, исходя из цен и затрат на дату проведения проверки. Стандарты SEC Стандарты SEC в некоторых существенных отношениях отличаются от стандартов SPE. Ниже описываются основные различия: Достоверность существования. По стандартам SPE, запасы на неразведанных буровых площадках, которые находятся на расстоянии более чем одной скважины от действующей эксплуатационной скважины, могут быть классифицированы как доказанные запасы, если имеются "обоснованные достоверные данные" об их существовании. Согласно стандартам SEC, необходимо "достоверно доказать", что запасы существуют, прежде чем их можно будет классифицировать как доказанные запасы. Срок действия лицензии. Согласно стандартам SPE, доказанные запасы проецируются на экономически продуктивный период оцениваемых месторождений. Согласно стандартам SEC, нефтегазовые залежи нельзя классифицировать как доказанные запасы, если они будут извлекаться после окончания срока действия текущей лицензии, если владелец лицензии не имеет права возобновить лицензию, и имеется доказанная история возобновления лицензий. Закон Российской Федерации "О недрах" предусматривает, что владелец лицензии может подать заявление о продлении существующей лицензии в случаях, когда после окончания первого срока действия лицензии остаются извлекаемые запасы, при условии, что владелец лицензии в основном соблюдает условия лицензии. Кроме того, мы подготавливаем и направляем на утверждение правительства планы разработки наших месторождений исходя из периода рентабельной разработки месторождений, даже если такой период превышает первичный срок соответствующей лицензии. По нашему мнению, в настоящее время мы в основном соблюдаем условия наших лицензий и намерены ходатайствовать о продлении их срока до полного периода рентабельной разработки соответствующих месторождений после окончания их первичного срока действия. В феврале 2005 г. мы продлили срок действия нашей лицензии на Юрхаровское месторождение с 2020 по 2034 гг., на который приходится конец ожидаемого периода рентабельной разработки этого месторождения. Мы планируем подать заявление о продлении сроков лицензий на два наших других основных месторождения—Восточно-Таркосалинское и Ханчейское. Несмотря на то, что, по нашему мнению, мы имеем право на продление наших лицензий после окончания срока их действия, отсутствие значительной доказанной истории продления приводит к неуверенности относительно того, можно ли считать извлекаемые запасы, которые мы планируем добывать только после окончания срока действия существующей лицензии, доказанными запасами согласно стандартам SEC по состоянию на 31 декабря 2004 г. Мы отдаем себе отчет в том, что SEC не устанавливала четких принципов, позволяющих признавать в данных условиях такие извлекаемые запасы в качестве доказанных в соответствии со стандартами SEC. В своей оценке наших доказанных запасов в соответствии со стандартами SEC по состоянию на 31 декабря 2004 г. D&M опиралась на наше заявление о том, что мы планируем (i) продлить сроки действия наших лицензий до конца ожидаемого периода рентабельной разработки месторождений и (ii) соответственно приступить к разработке и эксплуатации этих месторождений с целью включения некоторых объемов запасов, оцененных как добываемые, после окончания первичных сроков действия этих лицензий. Соответственно, информация о наших оцененных доказанных запасах природного газа, газоконденсата и сырой нефти вовсе не обязательно указывает на данные, которые бы мы указывали в соответствии со стандартами SEC в документе о предложении размещения, регистрируемом в SEC. Кроме того, стандарты SEC не допускают представления запасов иных, чем доказанные запасы. Параграф (a) Правила 4-10 Положения S-X SEC дает следующие определения доказанных запасов: Доказанные запасы нефти и газа. Доказанные запасы нефти и газа являются оценочными количествами сырой нефти, природного газа и жидких фракций природного газа, которые геологические и инженерные данные показывают с обоснованной достоверностью в качестве извлекаемых в будущие годы из известных коллекторов при существующих экономических и эксплуатационных условиях, т. е. при ценах и затратах на дату проведения оценки. Цены включают учет изменений в существующих ценах, предусмотренных только договорными соглашениями, но не повышение, исходя из будущих условий. (i) Коллекторы считаются доказанными, если экономическая продуктивность обосновывается либо фактической добычей либо окончательным испытанием формации. Площадь коллектора, признанного доказанным, включает: (A) часть очерченной бурением и определенной контактами газ-нефть или нефтьвода; и (B) непосредственно прилегающие части, еще не разбуренные, но которые могут быть обоснованно признаны экономически продуктивными на основании имеющихся геологических и инженерных данных. При отсутствии информации о межфлюидных контактах наиболее низкое известное структурное залегание углеводородов определяет самую низкую доказанную границу коллектора. (ii) Запасы, которые могут быть добыты экономически посредством применения усовершенствованных методов извлечения (как, например, нагнетание жидкости), включаются в классификацию "доказанные", когда успешное испытание пилотного (пробного) проекта или реализация установленной программы в коллекторе дают обоснование для инженерного анализа, на котором основан данный проект или программа. (iii) Оценка доказанных запасов не включает следующее: (A) нефть, которая может стать доступной из известных коллекторов, но которая классифицируется отдельно как "предполагаемые дополнительные запасы"; (B) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, извлечение которых находится под обоснованным сомнением по причине неопределенности геологии, характеристик коллектора или экономических факторов; (C) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, которые могут залегать на неразбуренных поисковых объектах; и (D) сырая нефть, природный газ и жидкие фракции природного газа, которые могут быть извлечены из нефтяных сланцев, угля, гильсонита и иных таких источников. Доказанные разработанные запасы. Доказанные разработанные запасы нефти и газа являются запасами, которые, как можно ожидать, могут быть извлечены из действующих скважин при помощи существующего оборудования и методов работы. Дополнительные нефть и газ, которые, как ожидается, могут быть получены благодаря применению закачивания жидкости или иных усовершенствованных методов извлечения для дополнения естественных сил и механизмов первичной добычи, должны быть включены в качестве "доказанных разработанных запасов" только после испытания при помощи пилотного проекта или после того, как реализация установленной программы подтвердила благодаря сигналам каротажных приборов, что будет достигнуто увеличение добычи. Доказанные неразработанные запасы. Доказанные неразработанные запасы нефти и газа являются запасами, которые, как ожидается, будут извлечены из новых скважин или неразбуренных площадей или из действующих скважин, где для переоборудования требуются относительно крупные затраты. Запасы на неразбуренных площадях ограничиваются теми неразбуренными объектами, которые компенсируют продуктивные объекты, в отношении которых имеется обоснованная уверенность в производстве во время разбуривания. Доказанные запасы по другим неразбуренным объектам могут быть заявлены, только когда можно доказать с уверенностью, что обеспечивается непрерывность добычи из существующего продуктивного пласта. Ни при каких обстоятельствах оценки доказанных неразработанных запасов не должны проводиться по какой-либо площади, для которой предусматривается применение закачивания жидкости или иных усовершенствованных методов добычи, если такие методы не являются эффективными по результатам фактических испытаний на этой площади или на том же самом коллекторе. http://www.novatek.ru/rus/press_centre/classres/ ПОЛЕЗНЫЕ ССЫЛКИ Сравнительная количественная оценка ресурсного потенциала океанов https://www.google.ru/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0CBwQFjAA&url=http%3A%2F%2Ffcp.ocean.ru%2Fcomponent %2Foption%2Ccom_docman%2Ftask%2Cdoc_view%2Fgid%2C48%2FItemid%2C484%2F&ei=igGVVNn5BsqCPdvAgYgP&usg=AFQjCNHKR5S1Jk brd7KqPZL3ckUaVDHLCA&bvm=bv.82001339,d.bGQ&cad=rjt Мировой рынок нефти http://www.feib.ru/upload/iblock/d1c/ihypktgzlnnwuz%20ptchmvlb%20hcphdvoedw.pdf