Конспект лекционных занятий по учебной дисциплине «Теоретические основы прогноза, поиска и разведки скоплений нефти и газа» (стр. 3 )

Среди основных факторов, контролирующих развитие в земной коре процессов нефтегазообразования и нефегазонакопления, ведущая роль принадлежит региональной тектонике и палеотектонике, которые предопределяют:

1) пространственное размещение крупных седиментациенных бассейнов и региональных поднятий, изменения в их пределах во времени и пространстве, литолого-фациальных условий накопления осадков, а следовательно, и условий формирования и размещения областей регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления, связанных с указанными седиментационными бассейнами;

2) образование различных структурных форм, которые при наличии прочих необходимых условий могут служить ловушками для формирования скоплений нефти и газа структурного типа;

3) пространственное распределение береговых линий, выклинивание пластов по направлению подъема слоев, стратиграфические несогласия и другие геологические явления, с которыми связано формирование скоплений нефти и газа литологического и стратиграфического типов;

4) изменения в пространстве и во времени расположения областей питания и разгрузки пластовых вод и региональных направлений их движений;

5) возникновение и развитие процессов миграции нефти и газа и изменение общей направленности ее в пространстве и во времени в тесной связи с палеогидрогеологическими условиями исследуемых территорий.

Из сказанного следует, что при выделении и классификации крупных нефтегазоносных территорий необходимо принимать во внимание тектонические, литолого-фациальные и гидрогеологические факторы с учетом, однако, ведущей роли тектонического фактора во времени и пространстве, т. е. палеотектоники.

на основе обобщения опубликованных данных была составлена серия карт размещения выявленных нефтегазоносных территорий и скоплений нефти и газа в различных геологических условиях на всех континентах Земли на тектонической основе соответствующих континентов.

Сравнительный анализ указанных карт показал, что формирование и размещение регионально нефтегазоносных территорий на всех континентах нашей планеты контролируются прежде всего наличием определенных типов крупных геоструктурных элементов, среди которых выделяются:

– на платформенных территориях: сводовые поднятия; внутриплатформенные впадины; авлакогены: мегавалы;

– на складчатых территориях: внутрискладчатые межгорные впадины; внутрискладчатые срединные массивы; области погружения складчатых сооружений;

– на переходных территориях: предгорные впадины: краевые мегасинеклизы (типа Прикаспийской и Примексиканской).

Наряду с этим на всех без исключения континентах Земли встречается целый ряд генетических типов крупных геоструктурных элементов — обширнейшие территории, не содержащие скоплений нефти и газа. К таким крупным геотектоническим элементам относятся:

– на платформенных территориях: обширнейшие области выходов на дневную поверхность кристаллических и метаморфизованных образований в пределах щитов; платформенные области, в пределах которых кристаллические породы складчатого фундамента залегают неглубоко под отложениями платформенного чехла незначительной мощности;

– на складчатых территориях: области выходов на дневную поверхность метаморфизованных складчатых сооружений; области развития изверженных и эффузивных образований..

Перечисленные геотектонические связи регионально нефтегазоносных территорий с отдельными крупными геоструктурными элементами должны рассматриваться в качестве одной из главных закономерностей пространственного размещения регионально нефтегазоносной территории в литосфере.

В зависимости от взаимоотношения с нефтепродуцирующими породами нефтегазоносные комплексы могут быть эпигенетичными, сингенетичными и смешанными (эпи-сингенетичными). К последним относятся также нефтегазоносные комплексы, в которых помимо сингенетичных углеводородов содержатся нефть или газ, мигрировавшие в эти отложения из других осадочных формаций.

Для прогнозирования территорий на нефтегазоносность большое значение имеют вопросы выяснения палеогеографических и фациальных, а также палеотектонических условий образования регионально нефтегазоносных комплексов.

Палеогеографические и фациальные условия образования регионально нефтегазоносных комплексов. Регионально нефтегазоносные комплексы в литолого-фациальном отношении весьма разнообразны. Они сложены в одних случаях терригенными, а в других карбонатными породами. Среди них встречаются образования морского прибрежного и лагунного происхождения. В некоторых районах встречаются регионально нефтегазоносные комплексы также и в отложениях континентального происхождения. Но все региональко нефтегазоносные комплексы независимо от литологического их состава и фациальных условий накопления характеризуются общей объединяющей их диагностической особенностью, а именно накоплением в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания бассейна седиментации в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории.

Процесс формирования скоплений нефти и газа в разрезе каждого регионально нефтегазоносного комплекса контролируется наряду с палеогеографическими и литофациальными условиями накопления осадков также и палеотектоническими условиями. При этом режиму и направленности тектонических движений принадлежит ведущая роль. При этом важнейшую роль играет направленность региональных тектонических движений в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории, а именно относительно устойчивое прогибание с амплитудой, достаточной для возникновения необходимых термодинамических условий.

Основная литература: 1[86-104]

Дополнительная литература 24[186-221]

Контрольные вопросы:

1.  Выделите РНГК и нефтематеринские толщи по любому ОБ Казахстана.

2.  Особенности формирования РНГК.

3.  Особенности размещения РНГК.

4.  Геоструктурные элементы, не содержащие скоплений нефти и газа.

5. Тема лекции: Пространственная и глубинная зональность распространения нефтегазонакоплений в земной коре.

В размещении скоплений преимущественно нефти или газа имеют место следующие зональности: вертикальная глубинная – по интервалам глубин залегания продуктивных толщ в разрезе земной коры; геоструктурная – связанная с особенностями геологического строения и геологической истории развития крупных геоструктурных элементов и литолого-стратиграфическая – обусловленная особенностями литолого-фациального состава и палеогеографическими условиями накопления отложений, участвующих в строении продуктивных комплексов.

Вертикальная глубинная зональность распределения скоплений преимущественно нефти или газа в разрезе земной коры. (1948). выделил в толще осадочных образований четыре зоны, характеризующиеся определенными биохимическими и термокаталитическими процессами превращения органического вещества, обусловливающими образование различных по фазовому состоянию углеводородов:

I зона – при глубине погружения до 50 м происходят лишь биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадке;

II зона – при погружении отложений на глубину от 01.01.01 м биохимическое воздействие на органическое вещество постепенно прекращается и сменяется процессами гидрогенизации и термокатализа;

III зона – при глубине погружения отложений от 1000 до 6000 м активно развиваются процессы гидрогенизации и термокаталитических превращений захороненного в осадке органического вещества, в результате чего образуются углеводороды нефти и газа;

IV зона – при погружении отложений на глубину более 6000 м, где температура достигает 200°С и выше, образуется в основном метан. По заключению , скопления нефти могут распространяться лишь до глубины 5-6 км, а глубже могут быть обнаружены только газовые скопления. К близкому выводу пришел и американский исследователь Г. Хадсон (1963). В целом установлено, что средние запасы нефти на одну залежь увеличиваются с глубиной и достигают максимума в интервале 3000-3500 м. Реже нижний предел нефтеобразования достигает до 5 км. Глубже зона нефтеобразования переходит уже преимущественно в газовую (метановую) зону.

Глубинная зональность распределения скоплений нефти и газа в вертикальном разрезе земной коры показана и другими исследователями, однако в вопросе об интервалах глубин, характеризующихся размещением скоплений преимущественно нефти или газа, взгляды исследователей расходятся. В связи с этим представляют определенный интерес фактические данные о количественной характеристике размещения выявленных запасов нефти и газа по интервалам глубин. Согласно материалам, опубликованным и др. (1970) по средним и крупным местоскоплениям зарубежных стран, содержащим около 85% суммарных выявленных запасов нефти и газа по этим странам в целом, к глубинам до 1200 м приурочено 24,7% выявленных запасов нефти и 25,8% выявленных запасов газа; к глубинам от 1200 до 3000 м — 69,7% запасов нефти и 62,2% запасов газа, к глубинам более 3000 м - всего 6,6% выявленных запасов нефти и 12% запасов газа.

Фактические данные по некоторым нефтегазоносным провинциям показывают, что в разрезе земной коры до глубины 700 м распространены главным образом скопления газа; в интервалах от 700 до 6000 м, а в некоторых нефтегазоносных провинциях и до 7000 м обнаруживаются как нефтяные, так и газовые и газоконденсатные скопления; глубже 6000-7000 м распространены скопления в основном только метанового газа.

В некоторых нефтегазоносных провинциях имеет место геоструктурная зональность в размещении скоплений нефти и газа, которая выражается в том, что зоны преимущественно нефтенакопления или газонакопления бывают приурочены к определенным частям крупных геоструктурных элементов платформенных, переходных и складчатых территорий. Так, в пределах ряда предгорных впадин зоны преимущественно нефтенакопления тяготеют к внутренним прискладчатами, а зоны преимущественно газонакопления к внешним платформенным их бортам.

Ряд исследователей объясняет такое зональное размещение местоскоплений нефти и газа принципом их дифференциального улавливания в процессе струйной миграции. В. Гассо придает этому принципу универсальное значение. Сущность этого принципа, по В. Гассоу (1953), вкратце заключается в следующем. В процессе региональной миграции в недрах нефть и газ, встретив на пути соответствующую ловушку, согласно закону гравитации, расслаиваются над поверхностью воды в соответствии с их удельными весами. Если объем поступающей нефти или газа превышает объем ловушки, то после заполнения ее до «порога» нефть начинает перетекать вверх по восстанию. Газ продолжает поступать в ловушку до тех пор, пока не вытеснит всю нефть в верхние структуры. Когда контакт «газ - нефть» достигнет порога и ловушка будет наполнена только газом, поступление дополнительного газа вызовет перетекание по восстанию пласта. В зонах взаимосвязанных структур распределение скопления в них газа и нефти должно происходить по описанному дифференциальному принципу.