Роль нефти и газа в мировой политике и экономике

 

2) после элизионная (безводная) характеризуется замедлением 
процесса эмиграции УВ из материнских отложений. На этой стадии 
процессы генерации превалируют над процессом эмиграции - происходит 
накопление УВ в материнской толще. (Добавим, что эта стадия достаточно 
четко фиксируется, например, по изменению битумоидного коэффициента 
в глинах и аргиллитах с максимальной глубиной погружения - 
коэффициент нарастает с глубиной, достигая максимума в интервале 
глубин 2-4 км, а затем снижается; это было показано Н.Б.Вассоевичем, 
Ю-И.Корчагиной и др. для Западного Предкавказья, 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 пород-коллекторов.

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 породу-коллектор 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 причинно-следственных 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 -глинисто-ангидритовые  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 залива, Плоештинско-Фокшанской области Предкарпатского прогиба (Румыния) и др. Все эти примеры 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 гелий-аргоновый 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 Ист-Тексас 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,  к  которой приурочено

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-