Литолого-стратиграфические комплексы подсолевого палеозоя Прикаспийской впадины в стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно представляют самостоятельные регионально нефтегазоносные комплексы. Каждый из рассмотренных ранее комплексов содержит промышленные скопления углеводородов либо их признаки. Практически все основные открытия, включая уникальные месторождения нефти и газа, в подсолевых отложениях Прикаспийской впадины связаны с палеозойскими рифами, развитыми в широком стратиграфическом диапазоне от среднего девона до нижней перми включительно. К ним относятся Астраханское, Тенгиз, Карачаганак и др. месторождения. Даже на Оренбургском газоконденсатном месторождении, контролируемом Оренбургским валом, значительная часть запасов углеводородов содержится в коллекторах рифового генезиса.
Каждый из рассмотренных литолого-стратиграфических комплексов содержит в своем составе нефтематеринские породы, основными нефтепроизводящими среди которых являются глубоководные глинисто-кремнисто-карбонатные битуминозные породы, широко развитые во внутренних районах впадины. Большой стратиграфический диапазон и широкий ареал распространения нефтегазоматеринских формаций свидетельствуют о значительных масштабах происходивших здесь процессов генерации и аккумуляции углеводородов.
Глубинный интервал залегания скоплений углеводородов в подсолевых отложениях колеблется в пределах 1500-6200м. Мощности продуктивных отложений изменяются от нескольких метров и десятков метров до нескольких сотен метров, в ряде случаев превышая тысячу метров. Залежи характеризуются сложным фазовым составом углеводородов, обусловленным такими факторами как высокое содержание газа, растворенного в нефти, наличие высокого содержания конденсата в газе, что образует сложные соотношения флюидальных и газообразных систем. Специфической чертой Прикаспийской впадины является установленное для подсолевой части осадочного чехла наличие зон с аномально высоким пластовым давлением (АВПД), которые, несомненно, оказали значительное влияние, как на формирование зон нефтегазонакопления, так и на условия и механизм аккумуляции залежей углеводородов.
В карбонатном комплексе среднего Д е в о н а) промышленная нефтегазоносность установлена на северном обрамлении Прикаспийской впадины, в зоне нефтегазонакопления связанной с рифогенными коллекторами краевой части бийско-афонинского (эйфельского) "биогермного" массива (Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Чинаревском и Карачаганакском месторождениях. В этой зоне открыто более десяти месторождений, из которых три нефтегазоконденсатные. В скважине-первооткрывательнице зоны Зайкинской 555 в интервале 4548-4565м получен газ с конденсатом. Дебит газа 170тыс. м 3 /сут., конденсата 221,8т/сут на 9,5мм штуцере. Из интервала 4518-4526м фонтанировал газ с конденсатом, содержание конденсата, плотностью 0,93г/см 3 , составило 993 г/см 3 . В разрезе эйфельских карбонатов выделено четыре продуктивных пласта D-VO; D-V1; D-V2; D-V3.Сведения о строении, объектах промышленной разработки месторождений, степени выработки запасов и др. данные о Зайкинском и Росташинском месторождениях приведены в работе "Геологическое строение и нефтегазоносность Оренбургской области", 1997г.).
Скважиной-открывательницей нефтяной залежи на Карачаганакском месторождении явилась скв. 15, в которой при испытании интервала 5647-5680м в живетских отложениях был получен приток нефти и газа дебитами 72,6т/сут и 69,1тыс. м 3 /сут соответственно. Нефтяная залежь в терригенно-карбонатных отложениях среднего девона на месторождении затем была подтверждена положительными результатами испытания скважин D-1 и D-5. Дебит нефти и газа в скв. D-1 при испытании интервала 6080-6256м в эйфельских отложениях составил соответственно 24,2м З /сут. и 69тыс. м 3 /сут.
На Чинаревской площади в скважине 4 - первооткрывательнице газоконденсатного месторождения в рифогенных бийских карбонатах при испытании интервала 5145-5172м дебит газа составил 87,6 тыс. м 3 /сут, конденсата 36,2 м 3 /сутки.
На востоке впадины наличие эйфельских карбонатных отложений Установлено на Темирском мегаатолле, но промышленная нефтегазоносность до настоящего времени не выявлена.
Терригенный комплекс среднего-верхнего девона (D 2 gv-D 3 f 1 p-kn) содержит регионально-нефтегазоносные песчано-алевритовые пласты в пашийских (D3-I, D3-II), ардатовских и воробьевских отложениях (D2-III, D2-IV). С ними связан ряд месторождений на северо-западном обрамлении впадины (Зап. Ровненское, Краснокутское, Ташлинское, Долинское, Зайкинское, Росташинское, Разумовское, Вишневское, Зап. Вишневское, Конновское и др.).
Дебиты газа из ардатовско-воробьевских песчаников колеблются от 56 до 280тыс. м 3 /сут, конденсата от 80м 3 /сут до 200м 3 /сут, нефти от 100,24м 3 /сут до 164,5м 3 /сут.
На Карачаганакском месторождении живетские отложения участвуют в формировании единой нефтяной залежи с эйфельскими отложениями. Промышленные, но невысокие дебиты установлены из отложений терригенного девона на Долинной площади, где в скв. 101 из интервала 5356-5396м получен газ с конденсатом дебитом 178тыс. м 3 /сут. Сравнительно небольшой дебит может быть связан с ухудшением коллекторских свойств пород во внутренних прибортовых районах Прикаспийской впадины за счет увеличения глинистости разреза и выклинивания пластов-коллекторов. А скв. 101 Долинная расположена именно во внутренней части Прикаспийской впадины относительно барьерно-рифового уступа эйфельского возраста, трассируемого в южной части Бузулукской депрессии.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный комплекс (D 3 f 1 S-C 1 t) характеризуется широким ареалом промышленной нефтегазоносности в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях. Впервые промышленный приток нефти дебитом 40м 3 /сут на 5 мм штуцере из верхнефранских отложений был получен в 1973г. на. Зап. Ровненском поднятии девонско-турнейского барьерного рифа при испытании интервала 4349-4370м. Промышленная продуктивность данково-лебедянских и заволжских отложений фаменского яруса установлена на месторождениях Лимано-Грачевской группы. С 1974г. по настоящее время в пределах бортовых зон и внутренней части Уметовско-Линевской депрессии открыто более 20 месторождений в рифовых ловушках евлано-ливенского.
Предположение о продолжении Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, южной частью которой является Муханово-Ероховский прогиб, в Прикаспийскую впадину было высказано ранее (Денцкевич, 1997). На основании проведенного рядом исследователей анализа литолого-фациальных особенностей франских карбонатных отложений (Макарова, 1996; Фомина, 1996) с учетом закономерностей строения и распространения, карбонатных литолого-стратиграфических комплексов мы также рассматриваем Колганский прогиб как продолжение во впадину Муханово-Ероховского прогиба. С бортовыми зонами последнего связаны Смоляное, Ольховское, Красное нефтяные месторождения в средне- и верхнефранских карбонатных отложениях. А во внутренних районах Колганского прогиба с надрифовыми терригенными отложениями кол ганской толщи, являющейся толщей компенсации этого прогиба, связаны залежи нефти на Дачно-Репинском и Донецко-Сыртовском месторождениях.
На Карачаганакском НГКМ нефтяная оторочка располагается в отложениях фаменско-турнейского возраста. Притоки нефти и газа, полученные из интервалов 5131-5135м и 5158-5161м в скв. 7, составляли соответственно 235,2т/сут и 171,4тыс. м 3 /сут. Дебиты нефти в отдельных скважинах достигали 326-1500т/сут.
На Тенгизе верхнедевонско-турнейский комплекс полностью продуктивен во всем своем объеме.
На Астраханском своде приток бессернистой нефти получен в 1998 г. из карбонатных верхнедевонских отложений в скв. 2 Володарской.
Нижневизейский терригенный комплекс продуктивен на северном и западном обрамлении впадины на нескольких десятках месторождений. В Нижнем Поволжье к нему приурочено 35 эксплуатируемых месторождений нефти и газа (Коробковское, Жирновское, Бахметьевское и др.), на северном обрамлении - Зап. Степновское, Росташинское, Исаковское, Рыкобаевское, Мирошкинское, Долинное и др.).
В Оренбургской области с продуктивными пластами визейского терригенного нефтегазоносного комплекса связано 11,9% остаточных извлекаемых запасов от общих запасов углеводородов, при этом подавляющее большинство месторождений нефти и газа связано с бортовыми зонами Муханово-Ероховского некомпенсированного прогиба (Геологическое строение и нефтегазоносность... 1997г.).
На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефтеносность комплекса установлена на площадях Локтыбай, где получен приток нефти дебитом 8,8-10,5м 3 /сут., и Жанатан, на которой дебит нефти составил 8,0м 3 /сут. Незначительные притоки нефти и газа были отмечены на площадях Каратюбе, Терешковская, Коздысай, Маткен, Равнинная. Залежи нефти установлены на площади Улькентобе Юго-западное, где в процессе бурения скв. 2 при забое 5140м начала фонтанировать нефтью дебитом 65-70м 3 /сут. На месторождении Тортай обнаружено 4 нефтегазоносных горизонта. В скв. 1 из интервала 2995-30 Юм получен фонтанный приток нефти, а из интервала 3052-3054м пульсирующий приток нефти. Залежь нефти выявлена на площади Шолькара, в интервале 3508-3521м получен приток нефти дебитом 8-16м 3 /сут., а в интервалах 3513-3517м и 3561-3591м отмечены признаки нефти.
Верхневизейско-нижнебашкирский карбонатный комплекс (C 1 V 2 -C 2 b 1) содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлениях. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Кенкияк, Копанское, Бердянское, Дарьинское, Чаганское (Восточно-Ветелкинское), Лободинское и др. На севере и западе комплекс является преимущественно газоносным, при этом газ характеризуется высоким содержанием конденсата.
В зоне бортового уступа на северо-западе впадины комплекс продуктивен в объеме нижнебашкирского подъяруса на Лободинской, Чаганской, Дарьинской и др. площадях. При испытании скв. 1 Дарьинской в интервале 4259-4266м дебит нефти при 8мм штуцере составил 54,2м 3 /сут., газа 3,8тыс. м 3 /сут. При пробной эксплуатации на 6мм штуцере дебит нефти составил 44-45м 3 /сут, газа 2,2тыс. м 3 /сут. На Чаганской площади при опробовании интервала 4515-4532м в скв. 2 дебит газа при 4мм шайбе составил 12,7тыс.м 3 /сут.
На северном и западном обрамлениях впадины отложения комплекса продуктивны на целом ряде месторождений Нижнего Поволжья, в Саратовской и Оренбургской областях - на Оренбургском месторождении, Гаршинском, Землянском, Рыкобаевском, Южно-Уметовском, Малышевском, Левчуновском и др. месторождениях.
На Карачаганакской рифовой постройке с отложениями визейско-башкирского комплекса связаны основные запасы углеводородов. Кровля отложений комплекса залегает на глубинах 4400-5000м. Притоки газа и конденсата характеризуются высокими значениями: дебит газа в скв. 38 (инт-л 4972-4979м) достигал 564,0тыс. м 3 /сут, конденсата 754,4м 3 /сут на 14мм штуцере.
На юге и востоке впадины комплекс имеет главенствующее значение в формировании массивных резервуаров, таких как Астраханское, Тенгиз, Кенкияк, Жанажол.
Опробование продуктивных отложений на Тенгизе осуществлено в 50 скважинах. Наибольшей продуктивностью характеризуются породы башкирского яруса. Значительную долю составляют скважины с величиной начального дебита от 400 до 500м 3 /сут и выше. Продуктивность коллекторов серпуховских и верхневизейских отложений несколько ниже - от 200 до 400м 3 /сут.
Следует отметить, что, наряду с высокодебитными скважинами, имеются скважины с весьма низкими дебитами 15-25т/сут и менее, что указывает на неравномерное распределение высокоемких коллекторов внутри массивного резервуара Тенгизского месторождения, сложенного в основном породами рифового генезиса.
Промышленная нефтеносность Королевского месторождения установлена в скв. 9 в интервале 4554-4795м, включающем нижнебашкирские и серпуховские отложения, где получен приток нефти дебитом 140м 3 /сут на 6мм штуцере.
На Тажигалинской площади (Каратон-Тенгизская зона) продуктивность карбонатных отложений башкирского возраста установлена скважиной 13, где в интервале 3797-3819м был получен интенсивный приток нефти и газа.
Через отводы скважина фонтанировала сначала чистым газом, затем газом с водой и нефтью. Дебит газа достигал 600тыс. м 3 /сут, нефти 50-70т/сут.
На востоке Прикаспийской впадины в зоне визейско-башкирского барьерного рифа и мелководного шельфа открыты месторождения Кенкияк, Кожасай, Жанажол, Алибекмола, Жанатан. Дебиты нефти колеблются в широких пределах - от 3,95м 3 /сут до 261м 3 /сут, газа от 21,0тыс.м 3 /сут до 219тыс.м 3 /сут. Прямые признаки нефтегазоносности получены на площадях Локтыбай, Аккудук, Бактыгарын, Башенколь.
Астраханское серогазоконденсатное месторождение, относящееся к категории уникальных, характеризуется высокими значениями дебитов газа, составляющими в среднем 300-400тыс. м 3 /сут, достигающими иногда 731тыс. м 3 /сут (скв. 42)."Дебиты конденсата 73,4-139,1м 3 /сут (скв. 31 и 17).
Терригенный комплекс среднего карбона (верхнебашкирско-нижнемосковский (C 2 b 2 -C 2 m 1 vr) продуктивен на северо-западном обрамлении впадины более чем на 30 месторождениях (Коробковское, Жирновское, Землянское, Зап. Землянское и др.). В зоне бортового уступа на северо-западе газоносность его установлена на Карпенковской площади. Здесь к верейским отложениям приурочена мелкая залежь газа.
На северо-востоке и востоке впадины, в связи с лито-фациальной изменчивостью комплекс входит в состав природных резервуаров карбонатного комплекса нижнего-среднего карбона, составляя с ними единое целое (Оренбургское, Жанажольское месторождения).
Карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней перми (московско-артинскийили надверейский C2m 1 k-P 1 ar) является продуктивным на многочисленных месторождениях практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и на уникальных и крупных месторождениях, таких как Карачаганак, Жанажол, Оренбургское. На севере и западе впадины надверейский карбонатный комплекс является одним из главных нефтегазоносных комплексов. На Карачаганакском НГКМ значительная часть запасов углеводородов связана с нижнепермской органогенной постройкой, надстраивающей каменноугольную (прил. 17). Дебиты газа достигали 560тыс. м 3 /сут, конденсата 318м 3 /сут на 12мм штуцере. На Оренбургском НГКМ основные запасы газа связаны с мощной карбонатной толщей артинско-среднекаменноугольного возраста, представляющей единый резервуар с этажом газоносности в центральной части залежи 525м. Дебиты газа достигают 1,Омлн. м З /сут и более. Толщина нефтяной оторочки 20м. Дебиты нефти 1-20мЗ/сут, иногда достигают 80м 3 /сут. С региональной зоной нефтегазонакогшения нижнепермского барьерно-рифового уступа связаны Тепловско-Токаревская группа месторождений в Уральской области (прил. 15), Комсомольское, Южно-Кисловское, Карпенковское, Краснокутское, Ждановское, Мокроусовское, Павловское, Зап.-Липовское, Липовское месторождения в Волгоградской и Саратовской областях, Тепловское, Кузнецовское, Бородинское, Нагумановское в Оренбургской области. В скв. 5 Западно-Тепловской -первооткрывательнице месторождения из интервала 2805-2821м получен фонтан газа дебитом 580тыс.м 3 /сут, конденсата - 207т/сут. В отдельных скважинах получены высокодебитные притоки нефти - 130т/сут (скв. 9 Восточно-Гремячинская, интервал 2903-2922) до 191т/сут (скв. 7 Западно-Тегоювская, интервал 2950-2959м). При опробовании скважины 74 Тепловская из интервала 2927-2935м стабильный дебит нефти при 8мм штуцере составил 77,5т/сут. Значительны также притоки из отдельных интервалов стабильного конденсата до 171-193т/сут, причем конденсатно-газовый фактор (КГФ) при наличии нефтяной оторочки возрастает в газе до 310 и даже 550г/м 3 .
На отдельных площадях продуктивны сульфатно-карбонатные отложения филипповского горизонта кунгурского яруса, перекрывающие нижнепермский барьерный риф (Карпенковская, Павловская, Тепловско-Токаревская группа месторождений). Коллекторами являются пласты доломитов и доломитизированных известняков, тип залежей - пластовый, сводовый. Небольшие залежи в филипповских карбонатных отложениях известны также над основной газоконденсатной залежью Астраханского месторождения.
На Карасальской моноклинали в скв. 1 Южно-Плодовитенской в интервале 4419-4432м получен приток нефти, газа и воды с дебитами соответственно 178м 3 /сут; 18,82тыс.м 3 /сут; 268м 3 /сут. Залежь предположительно связана с нижнепермской локальной рифовой постройкой, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ.
На востоке продуктивная часть рассматриваемого комплекса обособлена в толщу KT-I. Сравнительно с продуктивной карбонатной толщей КТ-П, толща KT-I характеризуется меньшим ареалом распространения и локализуется в пределах Жанажольского, Синельниковского, Алибекмолинского, Урихтау месторождений, с которыми и связана промышленная нефтегазоносность этой толщи.
На Жанажольском газоконденсатнонефтяном месторождении, при общей мощности толщи KT-I 400м, газовая шапка составляет 310м и нефтяная оторочка - 90м. Дебиты газа достигали 214тыс. м 3 /сут, конденсата 162м 3 /сут, нефти - 154м 3 /сут.
На Синельниковском нефтяном месторождении дебиты нефти не столь высокие, как и запасы, сравнительно с Жанажольским и колеблются от 1,5м 3 /сут до 47м 3 /сут. Этаж нефтеносности составляет 80м.
На месторождении Алибекмола карбонатная толща залегает на абсолютной отметке - 1857м, газонасыщенная мощность 204м, толщина нефтяной оторочки 82м. Дебиты газа достигали 94тыс. м 3 /сут, нефти до 12м 3 /сут, через 5мм штуцер.
Урихтау - нефтегазоконденсатное месторождение, приурочено к локальной рифовой постройке, надстраивающей визейско-башкирский барьерно-рифовый уступ. В южной части месторождения имеется нефтяная оторочка толщиной 69м. Дебиты газа составляют 103-224тыс. м 3 /сут, конденсата 58-95м 3 /сут, нефти - 40-111м 3 /сут.
На Тортайском месторождении при опробовании скв. 14 из интервала 2886-2892м (кровля московско-касимовских отложений) получен фонтан нефти.
В терригенных нижнепермских отложениях, широко развитых на востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины, залежи нефти установлены на Кенкияке, Каратюбе, Восточный Акжар.
На месторождении Кенкияк установлено пять горизонтов в сакмаро-артинских отложениях. Максимальные дебиты притоков из артинских отложений составили: нефти - 139м 3 /сут, газа 51тыс. м 3 /сут (скв. Г-104,
интервал 4061-4083м). Приток нефти дебитом 112м 3 /сут был получен из сакмарских отложений.
Линзовидные залежи нефти, мозаично рассредоточенные в разрезе терригенной толщи, вероятно, представляют собой вторичные скопления, образовавшиеся за счет вертикальной миграции из нижележащих карбонатных отложений.
Каратюбе-Акжарская зона нефтегазонакопления состоит из трех самостоятельных поднятий - Восточный Акжар, Курсай и Каратюбе. Залежи нефти приурочены к ассельско-артинским продуктивным горизонтам, мощность которых составляет 315-320м (скв. 1 Вост. Акжар), на нефтенасыщенную мощность приходится 50-68%. Высокодебитный приток был получен в скв. 5 Вост. Акжар - 749-1200м 3 /сут в интервале 5049-5075м, что обусловлено, видимо, высокими значениями параметров коллекторских свойств терригенных пород.
На юге впадины на площади Сазтюбе при испытании в колонне скв. 2 получен промышленный приток нефти дебитом 28м 3 /сут и газа 47тыс. м 3 /сут на 3мм штуцере из терригенных ассельских отложений.
В заключение необходимо отметить, что по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлениях регионально нефтегазоносный карбонатный комплекс среднего-верхнего карбона - нижней Перми занимает второе после основного, визейско-башкирского комплекса, место.
Анализ свойств нефтей, газов и конденсатов позволил сделать ряд выводов о некоторых закономерностях их состава и распространения в плане и разрезе.
Нефти подсолевых отложений Прикаспийской впадины независимо от | стратиграфической приуроченности характеризуются близким групповым составом и относятся к метано-нафтеновому типу бензинового ряда. По содержанию неуглеводородных примесей нефть в терригенных
подсолевых отложениях - бессернистая, в карбонатных комплексах - в той или иной степени сернистая. В восточной части впадины встречены легкие (0,823-0,826г/см 3) нефти с высоким содержанием бензинов (35%) и
нафтено-ароматических УВ в отбензиненной нефти (до 20%) и небольшим количеством спиртобензольных смол и асфальтенов (до 5%). На юго-востоке впадины наряду с легкими обнаружены средние и тяжелые нефти, с пониженным (5-26%) содержанием бензина, значительным количеством метано-нафтеновых (около 80%) и небольшим - ароматических УВ (до 12%) и спиртобензольных смол (до 3%) в отбензиненной нефти.
Нефти в карбонатных отложениях нижней перми на северо-западе и северо-востоке Прикаспийской впадины характеризуются плотностью от 0,817 до 0,981г/см 3 (от легких до тяжелых), от малосернистых до высокосернистых (0,55-5,6%), от малопарафинистых до парафинистых (0,60-4,42%), малосмолистые (5,1-5,6%).
Самые легкие" нефти (0,808г/см 3) встречены на востоке, на месторождении Кенкияк. Они характеризуются низким содержанием кислых компонентов, высоким содержанием бензинов (20-42%), низким содержанием смол (до 6%) и асфальтенов (менее 1%). Содержание серы колеблется от 0,22 до 0,65%.
На Карачаганакском НГКМ конденсат метанового состава (49-68%) с содержанием серы 0,55-2,16%. В газе Карачаганакского месторождения метана содержится не более 75%, в небольших количествах присутствует этан (5,45%), пропан (2,41-2,62%). Содержание сероводорода сравнительно невелико (3,69%), присутствует углекислый газ (до 5,06%) и в незначительных количествах азот (0,7%).
На Оренбургском НГКМ газ основной залежи имеет плотность 0,533-0,903г/см 3 (от легкого до тяжелого), метаносодержащий (63,1-90,1%). Содержание сероводорода колеблется от 1,45% на западе до 4,93% на востоке, углекислого газа (0,4-5,4%), азота (0,15-8,8%). По групповому углеводородному составу конденсат метанонафтенового состава, содержит 10,9-11,8% ароматических углеводородов, нафтеновых 19,8-22,7% и метановых 67,6-68,4%, нефть легкая, плотностью 0,836г/см 3 , сернистая (0,80%), малопарафинистая (2,70%), малосмолистая (10,80%). На юго-востоке впадины нефти, в основном утяжеленные, малосернистые и малопарафинистые.
Для нефтей, связанных с природными резервуарами каменноугольного возраста установлено закономерное изменение состава нефтей, газов и конденсатов, как по площади впадины, так и по разрезу.
Большинство углеводородных залежей в подсолевых отложениях отличаются своеобразным составом флюидов. Они содержат соизмеримые количества (в нормальных условиях) газообразных и жидких УВ, т.е. представляют газовые залежи с исключительно высоким газоконденсатным фактором (ГКФ), переходящие в залежи легкой предельно газонасыщенной нефти. Плотность конденсата на Астраханском месторождении составляет 0,812г/см 3 , на Карачаганакском она изменяется от 0,791г/см 3 в верхней части залежи (на глубине 4км) до 0,825г/см 3 в ее низах (на глубине 5км). На Жанажольском месторождении на глубинах около 2600м плотность конденсата составляет 0,710-0,750г/см 3 . Таким образом, намечается закономерное утяжеление конденсата с глубиной. Содержание конденсата в газе на Астраханском и Жанажольском месторождениях составляет 420-500г/м 3 , а на Карачаганакском изменяется от 450г/м 3 в породах нижней перми до 1000г/м 3 в отложениях карбона.
Газоконденсатные залежи характеризуются уникально высоким содержанием кислых компонентов. Суммарное их количество в северовосточных и восточных районах синеклизы 6-10% (H 2 S до 6%), в юго-восточных - до 24% (H 2 S - 20%) и на юго-западе - до 50% (H 2 S свыше 23%).
На Тенгизе нефти легкие (0,800-0,817г/см 3), содержание бензинов 25-36%. Нефть характеризуется низким содержанием кислых компонентов (содержание серы до 0,7%) с очень небольшим количеством смол (менее 2%) и асфальтенов (менее 1%). Легкие нефти установлены также на Тортайском месторождении и Равнинной площади, однако плотность ее здесь несколько выше (0,848-0,849г/см 3), содержание бензинов 13-31%, серы - иногда достигает 1%.
На северном борту нефть месторождения Дарьинское из отложений башкирского возраста имеет плотность 0,862-0,871г/см 3 , малосернистая (0,37%), малопарафинистая (6,8%), малосмолистая (2,5%).
Нефть Карачаганакского месторождения (нефтяная оторочка) легкая (0,836г/см 3), сернистая (1,34%), парафинистая (4,35%) и малосмолистая (0,32-8,8%).
Газ на месторождениях Лободинском и Чаганском, расположенных в зоне визейско-башкирского бортового уступа, метанового состава, легкий (0,587г/см 3) с содержанием H 2 S (0,09-0,12%), СО 2 - 5%.
На Астраханском серогазоконденсатном месторождении газы имеют сероводородно-углекисло-метановый состав (H 2 S - 22,7-26,9; СО 2 - 11,0-26,8%). Содержание стабильного конденсата в газе 550-570г/м 3 , конденсат тяжелый до 0,818г/см 3 , выход светлых фракций (до 300 °С) - 73%.
Нефти терригенных нижнекаменноугольных отложений, изученные на западном обрамлении впадины, от легких до тяжелых (0,814-0,891г/см 3), малосернистые (0,18-0,60%), от мало- до высокопарафинистых (1,20-10,92%), от малосмолистых до смолистых (2,84-29,9%). На северном обрамлении они легкие (0,817-0,843г/см 3), сернистые (0,80-0,97%), парафинистые - 2,13%, малосмолистые 5,10%. На востоке и юго-востоке Прикаспийской впадины нефти легкие и средние (0,790-0,840), малосернистые и сернистые (0,2-0,5), мало - и сред - несмолистые, парафинистые. Высокое содержание смолистых и асфальтеновых компонентов отличает нефть площади Биикжал.
Нефти девонских залежей изучены на северо-западном обрамлении впадины (месторождения Уметовско-Линевской депрессии, Западно-Ровненское, Ташлинское, Зайкинско-Росташинская группа месторождений), на Карачаганакском месторождении, а также на юго-востоке впадины.
Нефти девонских залежей характеризуются низкой плотностью, легкие (0,752-0,838г/см 3) с высоким содержанием бензинов (37-48%), бессернистые и малосернистые (0,003%) в терригенных и малосернистые и сернистые в карбонатных отложениях (0,11-0,67%), парафинистые и высокопарафинистые (4,38-13,9%), малосмолистые (0,32-4,18%).
Конденсаты Зайкинско-Росташинском группы месторождений имеют высокую плотность (0,93г/см 3), маслянистые, маловязкие малосернистые (0,23%), парафинистые (4,91%), с высоким содержанием растворенных минеральных солей и отсутствием смол и асфальтенов. Пластовый газ по составу метановый, бессернистый, с отсутствием кислых компонентов и высоким содержанием конденсата до 993г/м 3 . На Чинаревском газоконденсатном месторождении пластовый газ по составу метановый с
отсутствием кислых компонентов.
На юго-востоке впадины нефть в девонско-каменноугольных карбонатных отложениях легкая и средняя (0,780-0,820г/см 3), содержание серы меняется от 0,45 до 1%, характеризуется широким диапазоном асфальтеново-смолистых веществ (1-20%) и большим содержанием сероводорода в растворенном газе (около 19,2%) и углекислоты (3,7%).
Анализ распределения основных разведанных запасов Прикаспийской впадины по комплексам позволяет сделать следующие выводы:
Верхневизейско-нижнебашкирский рифовый комплекс содержит основные разведанные запасы Прикаспийской впадины и является нефтегазоносным на большинстве месторождений, как во впадине, так и на ее обрамлении. В этом комплексе сконцентрировано около 70% всех разведанных запасов углеводородов Прикаспийской впадины, сосредоточенных в резервуарах месторождений Карачаганак, Астраханское, Тенгиз, Королевское, Жанажол, Кожасай, Урихтау, Кенкияк, Дарьинское, Чаганское и др., приуроченных к ловушкам барьерных рифов, либо к комбинированным тектоно-седиментационным ловушкам (Жанажол - толща КТ-П), значительную роль, в строении которых играют породы рифового генезиса.
Рифовый комплекс среднего-верхнего карбона-нижней перми (надверейский) по своей продуктивности и широкому ареалу распространения залежей углеводородов в Прикаспийской впадине и ее обрамлении занимает второе, после верхневизейско-нижнебашкирского комплекса, место. Залежи углеводородов приурочены к рифогенным коллекторам многочисленных месторождений практически по всему периметру Прикаспийской впадины, в т.ч. и уникальных и крупных месторождений, таких как Карачаганак, Оренбургское, Жанажол.
Залегающие на больших глубинах и менее изученные нефтегазоносные комплексы среднего-верхнего девона и нижнего карбона также характеризуются широким распространением залежей углеводородов по всему периметру Прикаспийской впадины, однако содержат значительно меньшие, по сравнению с вышележащими комплексами, разведанные запасы, сконцентрированные в рифовых ловушках различных морфогенетических типов, либо в надрифовых структурах уплотнения.
Залежь
Ловушки
По Леверсену ловушка обуславливает способность остановить движение флюидов и обеспечить накопление нефти и газа.
Окнова под ловушкой УВ предлагает понимать, часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания,скопления и сохранения УВ.
Классификация ловушек по Бакирову (на генетической основе):
1 класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности.
2 класс – стратиграфические ловушки, сформированые в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания.
Поверхность, определяющая эти толщи, от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия.
3-ий класс – литологические ловушки.
Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.
4-ый класс – рифогенные ловушки.
Они сформированы в результате отмирания организмов «рифостроителей» (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.
Залежь – скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны.
Классификация залежей по Броду.
1.пластовые
1.1.сводовые
а) не нарушенные
б) слабонарушенные
в) разбитые на блоки
1.2.экранированные
а) тектонически
б) стратиграфически
в) литологически
г) гидравлически
2.массивные в выступах:
а) структурных
б) эрозионных
в) биогенных (рифогенных)
3.ограниченные со всех сторон
б) непроницаемыми породами
в) водой и не проницаемыми породами
Классификация залежей по составу флюида:
1.чисто нефтяные
2.нефтяные с газовой шапкой
3.нефтегазовые
4.газовые с нефтяной оторочкой
5.газоконденсатные
6.газоконденсатно-нефтяные
7.чисто газовые
Классификация залежей нефти и газа по их запасам:
Отличия между классификациями:
1.В США технически более доступное и совершенное оборудование для добычи нефти и газа, более низкий уровень добычи оказывается рентабельным.
2.В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам, погоня только за крупным экономическим или политическим эффектом.
Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по Конторовичу).
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.
Для разработки залежи большое значение имеет режим пласта, в котором находится залежь.
Режим пласта определяется энергией, обеспечивающей продвижение нефти или газа к забоям скважин. Оно может осуществляться за счет:
1.силы тяжести нефти, газа и конденсата
2.упругого напора газовой залежи или шапки
3.расширения растворенного газа
4.расширения сжатой нефти
5.расширения сжатой воды
6.упругих релаксаций пород
7.напора законтурных вод.
Пять из семи энергетических источников (2-6) связаны с упругими силами, проявляющимися через сжатие флюидов и пород, а два источника (1 и 7)своим происхождением обязаны гравитации.
Долгое время, как в вопросе разработки, так и в вопросах формирования залежей отдавалось предпочтение влиянию гравитационных сил. При этом упускалось из виду, что любое проявление сил гравитации в земной коре неизбежно сопровождается упругими явлениями. Как правило, в пласте действуют все эти силы, поэтому наиболее распространены смешанные режимы. Можно говорить лишь о преобладающем влиянии того или иного источника силы, в пределах залежи или отдельных ее частях. Практически наибольшее значение имеют водонапорные режимы и упругого напора свободного и растворенного газа.
Пересечение газонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур газоносности .
Пересечение газонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур газоносности.
Пересечение водонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности.
Пересечение водонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур нефтеносности.
Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо и нефтеносности.
Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.
Нефтегазоносным комплексом – называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.
Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:
Возраст и условия накопления пород;
Объем комплекса (толщина, площадь распространения)
Литологический состав разреза;
Сочетание коллекторов и флюидоупоров;
Условия залегания и размещения нефти и газа;
Соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;
Морфологические и генетические типы ловушек.
Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.
Комплексы состоят из главных элементов:
1.порода-коллектор слагает природный резервуар;
2.порода-флюидоупор
3. не всегда нефтематеринская порода.
По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:
1.региональные
2.субрегиональные
3.зональные
4.локальные.
Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.
Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.
Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменности и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркмении, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чередованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глинистыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глинистыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных частях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравномерно.
В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км 2 , он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределения нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге региона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палеозоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верхнемеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными оторочками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип ловушек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмотренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобладает), нижняя (юра) -нефтеносная.
Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соляными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соляными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконденсатные и нефтегазоконденсатные залежи.
Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погребенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.
В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, характеризующиеся меньшим объемом, например:
терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;
карбонатные породы карбона - нижней перми в этих же бассейнах;
терригенные отложения миоцена - олигоцена в Предкавказье;
карбонатные породы миоцена - олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине и др.
Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки, в связи с этим необходимы разные методики их изучения и зачастую разное буровое оборудование и геофизическая аппаратура.
Cтраница 1
Нефтегазоносные комплексы, представленные значительной толщей пород морского, прибрежного, лагунного, континентального происхождения, обычно содержат нефтегазогенерирующие толщи, которые обусловливают формирование залежей нефти и газа в данном комплексе. Распределение генерирующих толщ внутри комплексов может быть весьма различным.
Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные (материальные) системы, обладающие различными способностями прежде всего аккумулировать углеводороды, а иногда и генерировать их. Комплексы состоят из главных элементов: пород-коллекторов, слагающих природные резервуары, пород-флюидоупоров и (не всегда) нефтегазоматеринских пород. Иногда комплексы отделяются друг от друга мощными толщами слабопроницаемых пород и представляют собой частично изолированную, полузакрытую систему со своими внутренними связями, определяющими распределение давлений, перетоки флюидов и др. Нефтегазоносные комплексы, обладая определенными индивидуальными чертами, тем не менее взаимодействуют и оказывают сильное влияние друг на друга, они являются частями единого бассейна как природной системы.
Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной геологии, т.е. имеет прикладное, практическое значение. По составу пород и их мощности формации отражают этап развития (тектонический режим и климат) определенной тектонической зоны.
Нефтегазоносные комплексы обычно отличаются сходными особенностями продуктивных пластов. Чаще всего комплексы разделены между собой мощными толщами слабопроницаемых пород. Многие авторы отмечают, что в пределах комплекса продуктивные пласты имеют не только некоторые общие внутренние свойства, но сходны и формами тел, которые они образуют в геологическом разрезе. Все геологические тела как осадочных, так и магматических пород имеют определенную форму: пласты, линзы, сводообразные выступы, штоки и др. Форма тел зависит от обстановки, в которой эти породы образовались. Форма этих тел и свойства слагающих их пород в разных комплексах могут сильно различаться, например, карбонатные рифовые массивы и русловые пески. Подход к их разведке и разработке различен.
Нефтегазоносные комплексы охватывают разрез отложений от верхней юры до палеогена включительно.
Нефтегазоносный комплекс практически на всей территории представлен терригенными породами и лишь в области выхода на поверхность некоторые горизонты (валанжин) замещаются известняками.
Нефтегазоносный комплекс наиболее полно изучен в Прикумском районе, где песчаные разности этих отложений промышленно нефтегазоносны.
Нефтегазоносный комплекс во флюидодинамическом отношении наиболее полно изучен в пределах Арзгиро-Прикумской зоны поднятий. Здесь по структурам Андрей-Курганской, Бажиганской, Величаевской, Сухо-кумкой, Гороховской, Зимнеставкинской, Западно-Голубинской, Колодезной, Кутайской и другим имеется лишь по 1 - 3 замерам пластовых давлений.
Нефтегазоносные комплексы связаны в основном с породами миоцена, верхнего мела, верхней юры, средней юры, верхнего триаса и верхнего карбона. Миоценовые и меловые отложения преимущественно газоносны, в юрских отложениях встречаются как газовые, так и нефтяные залежи. В более древних отложениях притоки газа получены лишь в нескольких месторождениях.
Субрегиональный нефтегазоносный комплекс - это литоло-го-стратиграфический комплекс пород в составе нефтегазоносных формаций, который нефтегазоносен только в пределах одной нефтегазоносной области, приуроченной к одному из крупных структурных элементов.
Мезозойско-кайнозойские нефтегазоносные комплексы (особенно их тектоническое строение) до настоящего времени изучены недостаточно. Исключение составляют западные районы, где мезозойско-кайнозойские отложения выходят на поверхность или вскрыты глубокими разведочными скважинами.
Межсолевой нефтегазоносный комплекс представлен в основном карбонатными породами. Коллекторы преимущественно порово-кавер-нозные, иногда трещиноватые. Комплекс перекрывается верхней соленосной толщей девона, распространенной по всему Припятскому грабену.
Верхнепермско-триасовый нефтегазоносный комплекс является самым верхним из рассматриваемых комплексов. Главной особенностью флюидодинамики этого комплекса является наличие практически безградиентной картины поля пластовых давлений. Перепад давления не превышает 0 5 - 0 75 МПа. Но тем не менее может быть выделено два блока с различными значениями приведенного давления.
Среднекаменноугольный нефтегазоносный комплекс представлен мощной (до 1370 м) толщей терригенных отложений цикличного строения, сложенного песчано-алевритовыми и глинистыми образованиями. Коллекторами нефти и газа в среднекаменноугольных отложениях являются песчаники мелко - средне - и крупнозернистые. В крупнозернистых разностях песчаников часто встречаются зерна гравийной размерности По составу среди них выделяются карбонатно-кварцевые, полевошпатовс кварцевые и слюдисто-полевошпатово-кварцевые с поровым, контактово поровым, реже базальным и пленочным типами цемента. По составу це менты довольно разнообразны. Это в основном каолинит и гидрослюда, реже гидрогетит, пирит, карбонаты и часто смесь вышеперечисленных минералов в различных соотношениях. В песчаниках встречаются обломки кварцитов, кремней и чешуйки слюды.
Нефтегазоносные формации содержат скопления нефти и газа в разрезе и латерально не повсюду. В их составе выделяются определенные литологические комплексы, отличающиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширных территорий, охватывающих, как правило, несколько крупных геоструктурных элементов. Если в целостной нефтегазовой геологической мегасистеме каждого региона объектом территориального прогноза являются нефтегазоносные области и зоны нефтегазонакопления, а также составляющие их местоскопления и залежи, то объектом прогноза нефтегазоносности разреза литосферы являются регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК).
Рассматривая закономерности размещения скоплений УВ в литосфере, А.А.Бакиров предложил выделить регионально нефтегазоносные комплексы (РНГК) , представляющие собой определенные литолого-стратиграфические подразделения, характеризующиеся региональной нефтегазоносностью в пределах обширнейших территорий, охватывающих несколько крупных геоструктурных элементов рассматриваемой провинции.
В литологическом отношении РНГК могут быть сложены различными породами: терригенными, карбонатными и смешанными. B фациальном отношении они могут быть морского, прибрежного, лагунного и даже континентального происхождения. Общей объединяющей, а следовательно, и диагностической их особенностью является накопление в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания рассматриваемой части бассейна седиментации.
В разрезе нефтегазоносных формаций обычно встречается несколько РНГК, разделенных толщей флюидоупоров. При этом большая их часть является сингенетичной по отношению к вмещающим их стратиграфическим подразделениям. Сказанное подтверждает одно из основных положений теории биогенного происхождения нефти о периодичности процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления и тесной генетической связи их с цикличностью литогенеза и тектогенеза.
Э.А.Бакиров предложил классификацию нефтегазосодержащих отложений, которые в зависимости от площади распространения скоплений нефти и газа подразделяются на комплексы: региональные (РНГК), субрегиональные, зональные и локальные.
Региональные нефтегазоносные комплексы обычно развиты в пределах нефтегазоносной провинции или большей ее части. Субрегиональные комплексы пород содержат скопления нефти и газа в одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Зональные комплексы – отложения, продуктивные в пределах района или зоны нефтегазонакопления. Локальные комплексы – толщи пород, продуктивные лишь в пределах одиночных местоскоплений.
В составе РНГК, как правило, выделяются: нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи, коллекторы и флюидоупоры (покрышки). Сочетание этих толщ в РНГК может быть различно. В одних случаях выделяются все три толщи, а в других одна толща выполняет две функции. Например , баженовская свита, являющаяся нефтепродуцирующей и нефтесодержащей, и тогда РНГК состоит из двух толщ пород.
Иногда в разрезе отложений наблюдается частое чередование пород-коллекторов и слабопроницаемых пород (покрышек). В ряде случаев породы-коллекторы заключены в слабопроницаемые породы, которые на определенных этапах развития были нефтепродуцирующими, а затем стали выполнять роль покрышек. Высокое содержание органики, благоприятные геохимические и палеотектонические условия вызвали процессы генерации нефти, которая накапливалась в микротрещинах и по плоскости наслоения.
Нефтегазоматеринские и нефтегазопродуцирующие толщи. Распределение зон нефтегазонакопления, их масштабы, физический и химический состав приуроченных к ним УВ в значительной степени определяются особенностями формирования отложений, в которых происходит накопление ОВ (потенциально нефтегазоматеринских отложений), и условиями, при которых они становятся нефте- и газопродуцирующими.
Правильно рассматривать в качестве нефте- и газоматеринской не какую-либо толщу сравнительно однородных образований, а целый литолого-фациальный комплекс отложений, в строении которых могут участвовать породы различного литологического состава.
При всем разнообразии состава и литолого-фациальных условий накопления нефтегазоматеринских отложений общими объединяющими диагностическими их особенностями являются: 1) накопление в субаквальной среде с анаэробной обстановкой; 2) накопление на фоне относительно устойчивого погружения бассейна седиментации в течение рассматриваемого отрезка геологического времени; 3) наличие в этих отложениях признаков возникновения и развития процессов нефтегазообразования, что может проявляться в относительно повышенном содержании УВ нефтяного ряда в битумной части ОВ, содержащегося в породах.
Указанные особенности являются основными критериями при прогнозировании пространственного размещения РНГК в пределах исследуемых территорий.
Система геоструктурных, литологических и стратиграфических объектов, контролирующих нефтегазонакопление в литосфере
Геотектоническое районирование. Принципы выделения и классификация геоструктурных элементов
Нефтегазогеологическое районирование должно основываться прежде всего на геотектоническом районировании исследуемых территорий с выделением различных по геологическому строению и особенностям геологической истории геоструктурных элементов разного ранга.
Условия нефтегазонакопления в отложениях отдельных геоструктурных этажей в пределах крупных геотектонических элементов, расположенных даже в одной и той же геологической провинции, могут быть неодинаковы. Следовательно, для правильного, т.е. научно обоснованного, прогнозирования перспектив нефтегазоносности отдельных крупных элементов необходимо знать не только современные черты его строения, но и все особенности его формирования в течение отдельных отрезков времени геологической истории.
Нефтегазоносные области приурочены лишь к определенным генетическим типам геоструктурных элементов и связанных с ними формаций. При этом в формировании нефтегазоносных областей первостепенная роль принадлежит режиму геотектонического развития указанных крупных геоструктурных элементов.
Таким образом, выделение крупных геоструктурных элементов при геотектоническом районировании для целей прогнозирования нефтегазоносности недр должно производиться по генетическому принципу с учетом особенностей геотектонического режима формирования и развития каждого из выделяемых типов в течение отдельных этапов геологической истории, т.е. на палеотектонической основе.
Рассмотрим на платформенных, складчатых и переходных территориях наиболее крупные геоструктурные элементы, которые выделяются с целью нефтегеологического районирования.
Платформенные территории
Для данных территорий характерны следующие наиболее крупные геоструктурные элементы.
Щиты – обширные области поднятий крупных массивов складчатого фундамента в пределах платформ, характеризующиеся относительной устойчивостью с тенденцией к развитию преимущественно восходящих вертикальных колебательных движений в течение нескольких геологических периодов и вследствие этого отсутствием коренных осадочных образований платформенного покрова на большей части их поверхности. Типичные примеры щитов: Балтийский, Украинский.
Плиты – обширные области платформ, в пределах которых складчатый фундамент погружен на различные глубины и перекрыт нормальными осадочными образованиями платформенного покрова, характеризующиеся тенденцией к развитию преимущественно нисходящих движений в течение нескольких геологических периодов. Примеры плит: Туранская, Скифская, Западно-Сибирская.
Сегменты , являющиеся частью плит, – крупные территории, разделенные глубинными разломами, значительно отличающиеся по геотектоническому режиму развития и типу слагающих их геоструктурных элементов меньшего порядка.
Выступы складчатого фундамента – области поднятых крупных массивов складчатого кристаллического фундамента в пределах платформенной плиты, на территории которых кристаллические породы местами выходят на дневную поверхность. Геотектонический режим развития выступов характеризуется чередованием нисходящих и восходящих движений с преобладанием последних при сравнительно небольших амплитудах и скоростях этих движений. Области выступов фундамента вследствие этих особенностей характеризуются значительным сокращением (по сравнению с прилегающими впадинами) разреза и мощностей осадочных образований, сопровождающимся выпадением ряда ярусов, отделов, а иногда и целых систем.
Мегантеклизы и антеклизы – обширные территории платформ, обычно изометрических очертаний, измеряемые тысячами и сотнями километров в поперечнике, представляющие собой ассоциацию крупных структурных элементов (сводовых поднятий и впадин), в целом характеризовавшихся значительно меньшими по сравнению с прилегающими к ним территориями синеклиз амплитудами прогибания в течение платформенного этапа их развития. Вследствие указанных особенностей территории антеклиз характеризуются существенно сокращенными мощностями осадочных образований платформенного покрова, выпадением из разреза ряда ярусов и отделов, а иногда и целых систем, развитых в соседних синеклизах.
Мегасинеклизы и синеклизы (гомологи антеклиз и мегантеклиз) – обширные территории платформ обычно изометрических форм, измеряемые тысячами и сотнями километров в поперечнике, представляющие собой в целом ассоциации крупных структурных элементов (сводовых поднятий и впадин), характеризовавшихся значительно большими по сравнению с прилегающими к ним территориями антеклиз амплитудами прогибания в течение платформенного этапа развития. Вследствие этого территории синеклиз характеризуются значительно большими мощностями осадочных образований платформенного покрова и полнотой разреза.
Сводовые поднятия – крупные положительные структурные элементы антиклинального строения с приподнятым залеганием складчатого фундамента под платформенным покровом, характеризующиеся различным геотектоническим режимом в начальных и последующих этапах платформенного развития, с тенденцией к развитию преимущественно восходящих движений в начальных этапах и чередованием восходящих и нисходящих движений (с преобладанием последних) в последующих этапах тектогенеза. Вследствие этого для сводовых поднятий характерны региональное несогласие верхних и нижних структурных этажей осадочного комплекса платформенного покрова и значительное сокращение разреза и мощностей нижней его части по сравнению с прилегающими областями внутриплатформенных впадин. Для них показательно также относительно более замедленное прогибание, чем в прилегающих областях впадин, даже в фазы регионального развития движений всеобщего прогибания. Поэтому области сводовых поднятий характеризуются сокращением мощностей отдельных стратиграфических подразделений по сравнению с прилегающими впадинами.
Среди сводовых поднятий выделяются поднятия унаследованного развития и инверсионного происхождения. Значение их в процессах формирования скоплений нефти и газа в разрезе осадочных образований платформенного покрова различно.
Внутриплатформенные впадины – крупные отрицательные структурные элементы синклинального строения, в пределах которых складчатый фундамент погружен на более значительную глубину по сравнению со сводовыми поднятиями. Геотектонический режим их развития отличается тенденцией преимущественно к погружению в течение нескольких геологических периодов, а иногда и эр, а также сравнительно большими (по сравнению со сводовыми поднятиями) амплитудами нисходящих движений. Вследствие этого Внутриплатформенные впадин характеризуются большими мощностями осадочных образований платформенного покрова и полнотой их разреза.
Среди внутриплатформенных выделяются впадины унаследованного развития, инверсионного происхождения и наложенные.
Мегавалы – области развития крупных линейных форм валоподобных поднятий, простирающихся на несколько сотен километров при ширине от нескольких десятков до сотен километров. Примеры – кряж Карпинского.
Геотектонический режим областей линейно вытянутых поднятий в течение платформенного этапа развития характеризуется неоднократным чередованием восходящих и нисходящих движений с преобладанием последних. Однако общее прогибание происходит более замедленно и с меньшими амплитудами по сравнению с прилегающими областями впадин, в результате чего разрез осадочных образований платформенного покрова имеет меньшие мощности отдельных литолого-стратиграфических комплексов, чем в соседних впадинах, причем местами ряд свит, а иногда и ярусов, развитых в прилегающих впадинах, выпадает.
Выделяются линейно вытянутые поднятия унаследованного развития и инверсионного происхождения.
Линейно вытянутые грабенообразные впадины (авлакогены) – линейно вытянутые области прогибания складчатого фундамента грабенообразного происхождения протяженностью несколько сотен километров при ширине от нескольких десятков до сотен километров.
Образование этих впадин обычно связано с интенсивным прогибанием отдельных районов платформы вдоль системы крупных региональных разрывных нарушений в течение длительных отрезков времени геологической истории. Вследствие этого для территорий авлакогенов характерны значительные мощности осадочных образований платформенного покрова по сравнению с прилегающими районами.
Краевые мегасинеклизы (области перикратонных опусканий) – обширные, в несколько сотен, а иногда и тысяч километров в поперечнике, окраинные территории значительного прогибания платформ обычно" изометрических очертаний. В их пределах складчатый фундамент погружен на значительно большую глубину по сравнению с остальными областями платформы.
Краевые мегасинеклизы по геологическому строению и условиям формирования существенно отличаются от внутриплатформенных большей мобильностью, большими амплитудами и скоростями нисходящих движений, а также значительным увеличением мощностей осадочных образований платформенного покрова, развитием соляной тектоники и др. Они представляют собой промежуточные (переходные) области между платформенными и геосинклинальными территориями. От прилегающих областей платформ краевые впадины обычно отделяются системами флексур или региональных разрывных нарушений. Пример: Прикаспийская на Русской платформе.
Региональные моноклинали – области пологого моноклинального залегания слоев на платформах, обычно нарушенные дополнительными изгибами (флексурами, структурными террасами и т.п.).
Валоподобные поднятия – относительно узкие вытянутые зоны региональных весьма пологих поднятий антиклинального строения, состоящие из ряда локальных структур и осложняющие строение крупных структурных элементов платформ (сводовых поднятий, впадин, авлакогенов и др.). Размеры валоподобных поднятий колеблются в широких пределах, иногда достигая 300–350 км в длину и 30– 40 км в ширину. Среди валоподобных поднятий выделяются унаследованные и инверсионные.
Прогибы – вытянутые обычно вдоль валоподобных поднятий зоны региональных погружений. Прогибы подразделяются на унаследованные и инверсионные.
Осадочные (осадочно-породные) бассейны образованы мощными толщами разновозрастных осадочных и вулканогенно-осадочных пород, содержащих нефтегазоматеринские отложения, генерирующие жидкие и газообразные углеводороды, и породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Парагенетическое единство тех и других, объединяемых близостью фациальной характеристики осадков, позволяет выделить литологически сходные ряды нефтегазоносных формаций, как платформенных, так и геосинклинальных. Общность же условий нефтегазонакопления и стратиграфической принадлежности отложений определяет группы их в виде нефтегазоносных комплексов. Они отличаются по составу пород, степени их преобразованности и, как следствие этого, могут отличаться по характеру нефтегазоносности.
Нефтегазоносные комплексы являются составными частями нефтегазоносных бассейнов. Разведка нефти и газа часто ведется в отдельности на каждый из комплексов. В некоторых бассейнах разнородные комплексы разделены между собой толщами, которые не являются нефтегазоносными. Это, например, мощные соленосные разрезы в Прикаспийской впадине, где надсолевые (в основном мезозойские) и подсолевые (палеозойские) толщи образуют различные комплексы. Комплексы могут быть разделены крупными региональными несогласиями. А.Н. Дмитриевский рассматривает нефтегазоносные комплексы как породные системы, обладающие способностью, прежде всего, аккумулировать углеводороды, а часто и генерировать их. Комплексы состоят из двух главных элементов: породы-коллекторы и плохо проницаемые породы – флюидоупоры; иногда сюда же относятся и нефтегазоматеринские породы.
Нефтегазоносные комплексы являются, таким образом, совокупной частью геологических тел разных форм и генезиса – природных резервуаров, благоприятных для формирования залежей углеводородов, и ограничивающих их пород, способствующих консервации залежей, удержанию их в пределах ловушек в течение длительного геологического времени. Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной геологии, а в общей теоретической геологии существует понятие формации (геоформация). Между нефтегазоносными комплексами и формациями нет прямого соответствия. Комплекс может быть представлен одной формацией или охватывать две-три самостоятельные формации. Применение формационного анализа позволяет дать более полную характеристику нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров внутри них.
Поскольку природные резервуары различного типа связаны с разными геологическими формациями, есть смысл в этой связи коротко остановиться на существе понятия последних с точки зрения роли различных породно-слоевых ассоциаций в формировании нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров.
Термин «формация» впервые ввел в геологию немецкий естествоиспытатель А.Г. Вернер в 1781 г. В его трактовке это понятие отображало представление о естественной ассоциации /серии/ горных пород в разрезе. Этот термин имел у А.Г. Вернера и стратиграфический смысл. Понятие о формации в качестве стратиграфической единицы (примерно равной свите) сохранилось в США и ряде других стран. В России понятие формации употребляется как общегеологическая категория. Основы современного представления о формации (геоформации) как историко-генетической категории были заложены М. Бертраном в 1846 г. Им было показано на примере осадочных пород, обнажающихся в Альпах, что отрезки времени образования характерных толщ или формаций, например таких, как флиш или моласса, соответствуют определенным этапам развития геосинклиналей (флиш − доскладчатый этап, моласса − после начала складчатости и горообразования). Таким образом, М. Бертран сделал понятие формации стадийным, соответствующим определенной стадии тектонического развития, т.е. историческим.
Впоследствии этот подход был развит в трудах В.В. Белоусова, Н.Б. Вассоевича, В.Е. Хаина. В 1940 г. Н.Б. Вассоевич выразил мысль, что формация отражает не только определенную стадию развития, но и особенности этой стадии в применении к разным тектоническим условиям, таким образом, он добавил к стадийному принципу зональный. Несколько другой подход принят в трудах сторонников так называемого парагенетического направления (Н.С. Шатский, Н.П. Херасков, Н.А. Крылов и др.). Под формацией эти авторы понимают естественные комплексы (ассоциации) горных пород, отдельные части которых парагенетически связаны между собой как по горизонтали, так и по вертикали. Совместное нахождение, обусловленное образованием (парагенез), представляется единственным объективным критерием. Сторонники второго направления признают связь со структурами, этапами их развития, но эта связь, по их мнению, проявляется уже как результат субъективных суждений.
Формация, с точки зрения системно-структурного анализа, является сложной природной системой и занимает определенное место в ряду уровней организации материи между категориями «порода» и «литосфера Земли». Содержание понятия формации очень богато и его нельзя сводить к простой ассоциации пород. Во флише, например, наборы пород могут быть очень различными, но характер строения и способ образования, зависящие от структурногеоморфологических условий, будут одинаковы. Эти, главным образом, тектонические, условия и определяют облик флиша как формации.
По определению В.Е. Хаина, формация − это естественное и закономерное сочетание горных пород (осадочных, вулканогенных, интрузивных), связанных общностью условий образования и возникающих на определенных стадиях развития основных структурных зон земной коры. Автор данного определения показывает, что выделять категории формаций можно по разным признакам (литологическим, тектоническим, по обстановкам образования). Обобщающая классификация формаций по наиболее крупным геотектоническим элементам земнойоры и с учетом климатических условий составлена В.Е. Хаиным (таблица 1).
Для внутренних (эвгеосинклинальных) зон и межгорных прогибов геосинклинальных областей он выделяет на ранней (начальной) стадии их развития спилито-кератофировую формацию, на средней стадии − флишевую формацию с субформациями карбонатного, терригенного и туфогенного флиша; на поздней стадии развития − лагунную формацию (с подформациями соленосной и угленосной) и на заключительной стадии − наземно-вулканогенную (порфировую) формацию. Из числа этих формаций преимущественный интерес для образования сингенетичных или эпигенетичных залежей УВ и прогнозирования нефтегазоносности может представлять лагунная формация (в ее составе соль как покрышка), отчасти терригенный флиш (в его составе глинистые образования как фактор активной генерации углеводородов).
Для внешних (миогеосинклинальных) и краевых (передовых) прогибов В.Е. Хаин выделяет аспидную (сланцево-граувакковую) формацию на ранней стадии, известняковую геосинклинальную формацию с субформациями битуминозных известняков и барьерных рифов средней стадии. На поздней орогенной стадии выделяются нижняя молассовая формация с морской нефтеносной, паралической угленосной и лагунной соленосной субформациями и на заключительной стадии − верхняя молассовая формация обычно континентальных часто угленосных отложений в основном грубообломочного состава. Роль этих формаций в нефтегазоносности также неодинакова. Породы нижней молассы нефтеносны во многих районах, рифовой субформации − в определенных зонах, верхняя моласса также иногда нефтепродуктивна.
На устойчивых платформах на ранней стадии выделяется морская трансгрессивная терригенная формация, на средней − карбонатная платформенная (с субформациями гипсово-доломитовой и рифовой, а также битуминозных мергелей и глин). Для начала поздней стадии характерна морская регрессивная терригенная, которая затем сменяется верхней паралической угленосной (в аридном климате ей соответствует эвапоритово-красноцветная). Завершает ряд формация заключительной стадии красноцветно-континентальная (или покровно-ледниковая). Породы всех платформенных формаций имеют существенное значение для оценки нефтегазоносности, наибольшую же роль играют морская терригенная и карбонатная. На подвижных платформах широкое развитие получают лимнические часто угленосные, а в аридных условиях − карбонатнокрасноцветные формации с характерной эпигенетической нефтегазоносностью.
Участие карбонатных пород в различных геосинклинальных комплексах очень изменчиво. В некоторых геосинклинальных областях (Кавказ, Урал) известняки и доломиты слагают мощные толщи, в других случаях породы геосинклиналей совсем не содержат известняков (Верхоянье). Резкая изменчивость геосинклинальных отложений вкрест простирания структур часто сопровождается в приподнятых зонах размывом отдельных комплексов и наличием перерывов и несогласий между ними. В соседних же зонах прогибания эти же толщи могут залегать согласно и характеризоваться непрерывностью разреза. Это важно учитывать при выделении природных тел-вместилищ для нефти и газа, сингенетической и эпигенетической нефтегазоносности в них.
Это хорошо можно видеть в Дагестане, где принесенный с Русской платформы терригенный материал в тортонский век неогена способствовал образованию чистых кварцевых хорошо отсортированных песков с хорошей пористостью и проницаемостью. Вместе с тем, благодаря наличию в разрезе глинистых нефтематеринских пород значительной мощности они характеризуются в основном высокой сингенетической нефтегазоносностью.
Молассовые формации объединяют как осадочные комплексы орогенного этапа развития бывшей геосинклинали, так и осадочные комплексы в пределах эпиплатформенных орогенов. По своему составу они имеют много общего. Наиболее характерные части их, имеющие терригенный состав, сложены преимущественно песчаными и конгломератовыми разностями. Обычно эти толщи, называемые молассами, включают морские и континентальные осадки. Для молассовых отложений типичен полимиктовый состав и за исключением отдельных зон (донных течений и др.) относительно слабая отсортированность материала. С молассами, особенно верхними, в основе своей эпигенетически нефтегазоносными, парагенетически связаны разнообразные лагунные и прибрежно-морские отложения полузамкнутых водоемов. Среди них отмечаются карбонатные и галогенные породы, образовавшиеся в условиях минимального привноса обломочного материла и играющие роль флюидоупоров. Существенной частью многих молассовых комплексов являются продукты наземных вулканических извержений.
В основании орогенных формаций в пределах эпиплатформенных орогенов, также как и чехла молодых платформ, нередко можно встретить коры выветривания. В зависимости от того, в какой геотектонической зоне будет располагаться рассматриваемый нефтегазоносный бассейн, строение его чехла будет характеризоваться тем или иным набором потенциально нефтегазоносных формаций. Терригенные породы внутренних впадин древних платформ характеризуются преимущественно кварцевым составом с весьма малым, подчиненным содержанием полевых шпатов и других минералов и обломков пород. Обычно здесь развиты кварцевые и олигомиктовые разности, мелко- и среднезернистые, хорошей и средней отсортированности, чередующиеся с нефтегазоматеринскими глинами.
Так, в районах Волго-Уральской провинции нефтеносными являются породы нижней терригенной формации средне-верхнедевонского возраста. Она отличается небольшой мощностью, но имеет широкое площадное распространение. Здесь в составе девонских продуктивных горизонтов (ДО-Д4) отмечается высокое содержание кварца (98%), резко подчиненное – полевых шпатов и наиболее устойчивых акцессорных минералов − граната, циркона, турмалина, рутила. Это связано с длительным и неоднократным переотложением местного материала, высока и степень его отсортированности. Очень близким является минералогический состав и терригенной толщи пермокарбона − верхней терригенной формации. На Башкирском своде количество кварца уже уменьшается: сказывается соседство Урала с привносом продуктов разрушения зеленосланцевых пород. Следует отметить повсеместно доминирующий здесь сингенетично нефтегазоносный тип терригенных формаций девона и нижнего карбона.
В НГБ краевых частей древних и молодых платформ характер нефтегазоносности несколько иной. В юрской нефтеносной толще Эмбенского района наряду с кварцем в значительном количестве присутствуют полевые шпаты. В тяжелой фракции преобладают циркон, турмалин, рутил. В некоторых районах Западной Сибири среди зерен много обломков пород. В Предкавказье на платформенном борту Азово-Кубанского и Среднекаспийского осадочного бассейнов в сингенетично-нефтегазоносных толщах содержится кварца до 70%; в олигоценовых хадумских отложениях – кварца не более 56%, до 20% приходится на долю полевых шпатов, встречаются разности полимиктового состава (рис. 14).
В разрезах геосинклинальной части бассейнов содержание кварца уменьшается до 50% (меловые породы, майкопская серия), увеличивается роль полевых шпатов (25-30%). Основными типами здесь являются олигомиктовые, полимиктовые, нередко аркозовые разности. В зонах устойчивых однятий, содержащих сингенетические залежи нефти и газа, отсортированность обломочного материала является высокой.
В бассейнах внутрискладчатого типа (Южно-Каспийский) в терригенных сингенетично нефтегазоносных породах на первое место выходят полевые шпаты, а затем кварц. Исключением является плиоценовая эпигенетично продуктивная толща Апшерона преимущественно кварцевого состава, образовавшаяся за счет сноса материала с Русской платформы.
Очень пестрый материал в межгорных впадинах (например Ферганской), здесь в составе сингенетично нефтегазоносных пород обломки всего, что разрушалось в окружающих горах. Преобладают полевые шпаты и обломки пород. По гранулометрическому составу материал часто весьма разнороден, что связано с накоплением его в выносах бурных потоков. Отсортированность материала большей частью невысокая.
При характеристике формаций важна возможность их практического использования (соленосные, угленосные формации). Различные аспекты изучения и подходы к выделению формаций могут с полным основанием рассматриваться как разные стадии познания (или познания их свойств на разных этапах развития). Одним из важнейших свойств является нефтегазоносность. Нефтегазоносные комплексы по-разному соотносятся с осадочными (и некоторыми другими) формациями. Эти комплексы иногда могут полностью совпадать с формациями, являясь их частями или, даже охватывать несколько формаций (одна – материнская, другая – коллекторская, третья – экранирующая).
Платформенные морские терригенные формации представляют широкие и протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе характер весьма уплощенных линз мощностью в десятки и сотни метров. По блокам эти полосы окаймляются преимущественно континентальными отложениями, развитыми в пределах древних поднятий, или глинистыми и глинисто-карбонатными – в пределах депрессий. Внутри линзы ритмично чередуются песчаники, алевролиты и аргиллиты, иногда известняки. В нижней части комплекса состав песчаников более грубозернистый, в верхней части материал более мелкозернистый, преобладающими здесь являются алевролиты. Такие комплексы подробно охарактеризованы Н.А. Крыловым, А.К. Мальцевой, М.Я. Рудкевичем и другими исследователями. По данным Н.А. Крылова и А.К. Мальцевой, песчаники таких комплексов на древних платформах в основном кварцевые, зернистость и степень отсортированности их различны, наилучшие они в зонах перемывов.
Глинистое вещество аргиллитов и всех типов алевролитов представлено в основном гидрослюдой и каолинитом. В цементе обломочных пород, кроме глинистого материала, значительную долю составляют также карбонаты и железистые образования. Примером подобных толщ могут служить эйфельсконижнефранские отложения Волго-Уральского региона. Они содержат целый ряд нефтеносных песчано-алевритовых пластов, являющихся основными продуктивными горизонтами на многих месторождениях Урало-Поволжья (пласты Д5, Д4, ДЗ, Д2, Д1, ДО, Д-К). Сравнительно однородный минеральный состав и хорошая отсортированность обеспечивают хорошие физические свойства нефтеносных пород (пористость 19-21%, проницаемость 400-500 мД). С рассматриваемым комплексом связаны гигантские Ромашкинское, Шкаповское, Белебеевское и др. месторождения. Основные залежи приурочены к пластам Д1 и ДО пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса. Фильтрационноемкостные свойства песчаных горизонтов весьма высокие. Проницаемость достигает 1,5-2 Дарси, открытая пористость на Газлинском месторождении Туранской плиты – 20-32%.
Глауконитовые формации эпипалеозойских плит развиты в северном и южном полушариях. Они являются, в частности, нефтегазоносными в бассейнах Австралии. С континента они, по-видимому, протягиваются в пределы шельфов под воды океанов.
Основные типы терригенных комплексов. Терригенные комплексы нефтегазоносны на древних и молодых платформах, в краевых прогибах, межгорных впадинах и на континентальных окраинах. Песчано-глинистые комплексы морского относительно мелководного генезиса (в основном, шельфовые отложения) представлены толщами в десятки, редко сотни метров, сложенными чередованием песчаников, алевролитов и глин. Примерами подобных толщ могут служить эйфельско-нижнефранские отложения Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов, неокомские породы Среднего Приобья в Западной Сибири и др. Эти комплексы распространены на широком пространстве, и в фациальном отношении они неоднородны, сменяясь в краевых частях прибрежноморскими мелководными, лагунными и дельтовыми образованиями, а в более глубоководной – терригенно-карбонатными отложениями.
А.К. Мальцева и Н.А. Крылов отмечают, что песчано-глинистые комплексы на древних платформах обычно располагаются в низах крупных тектоноседиментационных циклов. Многие пласты хорошо выдержаны по простиранию. Сравнительно однородный минеральный состав хорошо отсортированных песчано-алевритовых пород обеспечивает высокие физические свойства нефтеносных пород.
Для мезозойско-кайнозойских окраин древних и молодых платформ характерны песчаные полевошпатово-кварцевые толщи, породы которых содержат в заметном количестве глауконит. Эти комплексы шельфового образования имеют очень широкое площадное развитие и переходят с края молодых платформ в пределы предгорных (краевых) прогибов. Примером в этом отношении является нижнемеловой терригенный комплекс Предкавказья, к которому приуроченобольшое количество сингенетичных нефтяных и газовых месторождений. К подобному комплексу относится и крупное Газлинское газоконденсатное месторождение на Туранской плите. В верхней части песчано-глауконитового комплекса, как правило, залегает мощная глинистая пачка, играющая роль регионального флюидоупора.
В предгорных краевых прогибах этот комплекс нередко тесно ассоциируется с нижней молассой − характерной орогенной формацией, очень важной в нефтегазоносном отношении. На Евроазиатском континенте от Пиреней до Дальнего Востока все молодые предгорные прогибы выполнены этими молассами. Обычно они отделяются мощным нефтегазопроизводящим глинистым разделом от нижележащих комплексов; это менилитовые слои Карпат, майкопская серия Предкавказья, свита офисина венесуэльской части Предандийского прогиба и другие аналогичные толщи. Вышележащая моласса образует известные крупные нефтеносные комплексы: среднемиоценовая толща Восточного Предкавказья, продуктивная толща Апшерона, красноцветы Закаспия и др. Песчано-алевритовый состав, большая мощность (до нескольких тысяч метров) и значительные перепады мощностей вкрест простирания основных структур составляют характерные черты молассовых толщ.
Генетические типы отложений различны. В разрезах встречаются и дельтовые породы с косой слоистостью и склоновые отложения скоростных потоков и озерные толщи. Литолого-минералогическая характеристика типов пород чрезвычайно различается в зависимости от источников сноса и способа отложения. При поступлении отсортированного материала с платформ, хорошей их промытости, при быстром переносе формируются пласты песчаников с высокими физическими свойствами. Нередки в составе также известняки-ракушняки с высокой степенью пустотности.
Песчано-глинистые угленосные и субугленосные комплексы широко развиты на молодых платформах и в меньшей степени на древних. К числу таких характерных комплексов относятся мелководно-шельфовые, в т.ч. рукавообразно-дельтовые, нижнекаменноугольные отложения Русской плиты (рис. 15), близкие по условиям залегания нижнесреднеюрские породы Предкавказья, Западной Сибири и Туранской плиты. Комплексы сложены песчаными и глинисто-алевритовыми породами, содержащими огромное количество мелкодетритового рассеянного органического вещества в углистой форме. Здесь же может находиться и концентрированное вещество в виде углей, а также субвулканические тела.
Преимущественно гумусовый состав органического вещества определяет широкие масштабы газоносности этих комплексов, не исключая, конечно, и их нефтеносности. Полифациальность и резкая литологическая изменчивость комплексов обусловливают сложные формы тел природных резервуаров и резкие изменения свойств пород. Здесь распространены прибрежно-морские, лагунные, дельтово-аллювиальные, озерные и другие комплексы фаций. Среди этих толщ наибольшим распространением пользуются природные резервуары третьей группы со сложным литологическим ограничением. Мощности субугленосных комплексов на молодых платформах велики и достигают 2-2,5 км.
Помимо участия в плитных формациях субугленосные комплексы выполняют грабены в нижних частях разреза платформ и впадины погребенных орогенов, т.е. выделяются в качестве так называемых переходных комплексов. В связи с резкой изменчивостью, невыдержанностью песчаных пачек, отсутствием выдержанных глинистых разделов субугленосные комплексы редко содержат крупные скопления углеводородов, но благодаря огромному количеству образующихся в них газов они насыщают вышележащие толщи. Характерен пример гигантского газового месторождения Гронинген в Голландии, которое находится в красноцветах нижней перми, а образовано за счет миграции углеводородов из подстилающих угленосных газоматеринских пород карбона.
Красноцветные (или пестроцветные) терригенные комплексы относятся по генезису к континентальным и отражают аридные засушливые условия. В вертикальных формационных рядах чехлов платформ красноцветные комплексы отвечают обычно заключительным этапам крупных циклов. Типичным примером красноцветной песчано-глинистой платформенной толщи может служить нижнепермская формация ротлигендса («красный лежень») на Западно-Европейской платформе, которая является одним из основных нефтегазоносных комплексов в Голландии и бассейне Северного моря. По существу, это отложения пустынь − погребенные дюны и барханы, что видно по характеру обломочных зерен, цементу на их поверхности. Примером типичного пестроцветного комплекса является титон-неокомская терригенная толща в Амударьинской синеклизе на Туранской плите.
Красноцветные терригенные толщи являются также характерным комплексом переходных (доплитных) тел в грабенах фундамента древних платформ. Пестроцветные комплексы, подобно угленосным и субугленосным, чаще всего полифациальны, и в них формируются природные резервуары литологически ограниченного типа, однако встречаются и массивные разновидности.
Нефтегазосодержащие породы с наилучшими свойствами связаны с телами эолового и прибрежно-морского дюнного образования. Широкое развитие, особенно в бассейнах Китая (Ордосском, Сунляо и в смежных с сушей бассейнах шельфа и др.), имеют эпиконтинентальные толщи лагунно-озерного происхождения, сменяющиеся морскими на шельфах. Развитые здесь тела песчаных баров, дельт и подводных конусов, формировавшихся на склонах крупных озер и морских шельфов, являются прекрасными природными резервуарами.
Терригенные комплексы континентальных окраин и смежных шельфов приобретают все большее значение. Они развиты также в переходных зонах от континентальной к океанической коре. В настоящее время основное значение имеют два вида комплексов − дельтовые, выдвинутые в океан или окраинные моря, и аккумулятивные – на крутых ступенчатых склонах типа бордерлендов. Крупные дельтовые тела известны на пассивных окраинах; образовавшие их речные артерии приурочены к зонам разломов, поперечных к краю континента. Наиболее типичными и хорошо изученными являются дельты р. Нигер на западе Африки, р. Маккензи на северном побережье Канады и р. Миссисипи в Мексиканском заливе. Наиболее крупной, в основном, подводной, является объединенная дельта p.p. Ганг и Брахмапутра в Бенгальском заливе.
Размеры дельт, которые часто протягиваются от устья реки до подножья континентального склона, составляют сотни км, а у Ганга-Брахмапутры – даже тысячи. Мощность отложений достигает 8-10 км и более. Формирование дельт началось в конце мезозоя и продолжается до настоящего времени. При накоплении материала и наращивании дельт в сторону океана (т.н. процесс проградации) образуются крупные наклоненные от континента тела линзовидной формы, выклинивающиеся как в сторону суши, так и акватории (рис. 16).
Крупные песчано-алевритовые пачки разделены глинами. Отдельно выступающие рукава дельт (как в случае р. Миссисипи) образуют в плане рукавообразные, а в поперечном разрезе – линзовидные тела (рис. 17). По периферии дельт на мелководье приливно-отливные движения воды формируют из выносимого материала валообразные вытянутые тела – бары (рис. 18). Состав отложений различен и изменяется в зависимости от удаленности от берега. Песчаники, в основном полимиктовые, но неоднократный перемыв способствует формированию в целом хороших коллекторских свойств с высокой пористостью; выносимый вместе с обломочным органический материал существенно влияет на повышение генерационных способностей отложений.
Типы природных резервуаров различные, наряду с пластовыми присутствуют выклинивающиеся и линзовидные тела. Многие крупные месторождения в более древних отложениях также связаны с дельтовыми образованиями на окраинах континентов, к ним можно отнести, в частности, месторождения Узень и Жетыбай в юрском комплексе на Мангышлаке. Выше уже упоминалось, что отдельные части предгорных моласс также имеют дельтовое происхождение.
Основные типы карбонатных комплексов и природных резервуаров. Основными минералами карбонатных толщ являются кальцит и доломит. Но, несмотря на такую минералогическую бедность, текстурно-структурное разнообразие карбонатных пород бесконечно велико. В связи с этим карбонатные толщи резко различаются по своим свойствам, характеру пустотного пространства и, следовательно, продуктивным качествам. Классификация карбонатных пород является трудной задачей, поэтому различие между комплексами также можно произвести только в общем виде.
Некоторые виды комплексов заключают в себе наиболее крупные и даже уникальные скопления углеводородов (особенно в районе Персидского залива). Это, прежде всего, относится к рифогенным известнякам, образующим выпуклые тела, которые носят общее название биогермы. Состав рифостроителей, т.е. организмов, скелеты которых образуют биогермы, весьма разнообразен. Это коралловые полипы, мшанки, различные двустворки, фораминиферы и т.д. Биогермы пластовой формы бывают образованы скоплениями карбонатного материала, который образовался в местах массового расселения некоторых видов водорослей. Такие тела называют строматолитами. Некоторые карбонатные породы имеют хемогенное или биохемогенное происхождение и образуют резервуары особого типа. К ним относятся, прежде всего, оолитовые и онколитовые известняки. Некоторые слоистые или массивные известняки имеют пелитоморфную или скрытокристаллическую структуру. Детальные исследования показывают, что они тоже имеют биогенную природу и сложены микроскопическими (несколько микрон) фрагментами раковинок планктонных водорослей − кокколитофорид.
Карбонатные породы в большей мере, чем другие типы, подвержены различным вторичным преобразованиям, которые в корне меняют их физические свойства, а иногда и состав (процессы доломитизации). В этом состоит сложность выделения природных резервуаров, так как одна и та же порода в одних условиях совершено не может рассматриваться как резервуар, а в других приобретает очень высокие свойства. Прежде всего, это относится к пелитоморфным известнякам и мергелям, которые сильно подвержены трещиноватости, которая совершенно изменяет все их физические свойства.
В связи с отмеченным выше может быть несколько искусственно подразделять карбонатные толщи на следующие нефтегазоносные комплексы, отражающие также типы природных резервуаров: рифогенные, пластовые, массивно-трещиноватые. Среди карбонатных комплексов наиболее крупные скопления углеводородов приурочены к тем из них, которые содержат рифогенные тела. Внутреннее строение рифовых массивов сложное, и они не целиком слагают весь рифогенный комплекс. Есть карбонатные и глинисто-карбонатные литофации, разделяющие рифовые массивы. Слои имеют сравнительно скромную мощность − это так называемые депрессионные фации. Сами рифовые тела резко выделяются в рельефе поверхности комплекса. Относительное превышение вершин массивов может достигать 1 − 2 км.
В целом риф является резервуаром массивного типа, но внутри его различаются отличные друг от друга зоны. Это, прежде всего, ядро рифового массива, его склоны: они сложены скелетными остатками разных организмов. Кроме того, выделяется так называемый обломочный шлейф в нижней части склона, образованный при разрушении рифа абразией и т.п. Породы во всех этих частях имеют различную структуру и свойства. Кроме того, в рифах выделяются субгоризонтально протяженные зоны и горизонты, в которых породы выщелочены при выходе рифа выше уровня моря. Это горизонты развития так называемых «ситчатых» известняков с очень высокой пустотностью. Из этих зон получают особенно высокие дебиты нефти − до нескольких сотен тонн в сутки. Такие дебиты известны в ряде месторождений Ближнего Востока и Мексики.
По форме рифы представляют более или менее изометрические куполовидные или с несколькими куполами на одном основании, вытянутые или кольцевые тела типа атоллов. Размеры массивов могут быть очень крупные. Рифовый массив каменноугольно-нижнепермского возраста газоконденсатного месторождения Карачаганак в Прикаспийской впадине превышает по длине 10 км, в ширину – до 4 км, в высоту – около 185 м. Крупный кольцевой риф того же возраста в Западном Казахстане, с которым связано гигантское месторождение нефти Тенгиз, в поперечнике превышает 20 км. Верхнедевонский рифовый массив Ледюк в Западно-Канадской провинции с приуроченным к нему гигантским нефтяным месторождением имеет размеры 40×20 км при высоте рифового тела около 300 м. Рифовые тела, образуя протяженные зоны (до 200 км и более), нередко сидят по краям так называемых «карбонатных платформ» − мощных моноклинальнозалегающих толщ. Вместе с рифами они могут образовывать единые крупные массивные резервуары. В составе этого же комплекса выделяются банково-рифовые фации, близкие по генезису к рифовым массивам. Эти фации характеризуются узко зональным полосовидным распространением, и с ними связаны соответственно литологически ограниченные резервуары, развитые по бортам крупных впадин.
Пластовые резервуары в карбонатных толщах более редки, но в некоторых
случаях они обладают очень высокими качествами. Прежде всего, это пласты
оолитовых известняков, которые по структурно-текстурным особенностям очень
сходны с обломочными породами, однако по вторичным изменениям различные.
Комплексы, сложенные массивными известняками, образуют природные
резервуары преимущественно в зонах развития тектонической или литологиче-
ской трещиноватости или в участках развития кавернозности (чаще всего в до-
ломитах и доломитизированных известняках). Свод крупной складки в массив-
ных известняках, нарушенных трещинами, образует массивный резервуар. От-
дельные небольшие зоны трещиноватости и кавернозности обеспечивают воз-
никновение литологически ограниченных резервуаров. Переходную роль игра-
ют терригенно-карбонатные или глинисто-карбонатные комплексы с резервуа-
рами сложного вида. При послойном изменении свойств вследствии общей сис-
темы трещиноватости в этих толщах образуются массивные резервуары слож-
ного литологического состава.
Нетрадиционные комплексы. К числу комплексов, нефтегазоносность которых мала по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими и другими породами. Их можно разделить на две группы. В глинистых и биогенных кремнистых толщах нефтеносность в большинстве случаев сингенетична. Природные резервуары разнообразной прихотливой формы возникают в них в процессе катагенеза, и само возникновение или увеличение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой минеральной матрицы породы. Не вдаваясь в детали, можно сказать, что в глинистых породах вследствие трансформации глинистых минералов, выделения связанной воды, генерации из органического вещества жидких продуктов и газов на определенной глубине возникают зоны разуплотнения. Какой-то участок породы вследствие роста внутреннего давления пронизывается системой трещин, и возникает природный резервуар, ограниченный со всех сторон менее измененными породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское и др. нефтяные месторождения), в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское и Северо-Ставропольское газовые месторождения).
Несколько по-иному происходят процессы в кремнистых толщах биогенного происхождения. На первых этапах «ажурная» структура створок диатомитовых водорослей и других организмов создает возможность существования природных резервуаров. В последующем в кремнистых толщах при повышенном содержании сапропелевого органического вещества протекают процессы, сходные с процессами в глинистых толщах. Образующиеся углеводороды занимают пустоты в возникшей к этому времени глобулярной структуре минерального скелета. При дальнейшем усилении катагенеза происходит растрескивание, и связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типов. На шельфе Калифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является сингенетичное нефтяное месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Сахалине также открыто два месторождения в таких толщах. Сходным образом возникают природные резервуары в глинисто-карбонатных богатых органическим веществом так называемых доманикоидных толщах верхнедевонского возраста.
Что касается вулканогенных пород, то резервуары в них приурочены к туфам и другим разностям, пустотность которых связана с выходом газов из лавового материала или вторичным выщелачиванием. Нефтеносность их всегда эпигенетична. Регионально нефтеносным является, например, осадочно-туфогенный вулканогенный комплекс эоценового возраста Восточной Грузии и Западного Азербайджана. Здесь открыто несколько месторождений, в том числе наиболее крупное Самгори. Примером преимущественно газоносного эффузивного комплекса может служить формация «зеленых туфов» палеогенового возраста в Японии. Здесь резервуар массивного типа образован измененными туфами и лавами риолитов.
В составе фундамента нефтегазоносность бывает связана с метаморфическими и интрузивными породами. Большей частью природные резервуары в них возникают за счет выветривания, проработки гидротермальными растворами и других вторичных изменений. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-метаморфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. Притоки нефти и газа из кристаллических пород бывают весьма значительны. На площади Оймаша на Южном Мангышлаке отмечены значительные притоки нефти и газа из зоны вторично измененных гранитов. Природный резервуар здесь образовался за счет выщелачивания, дезинтеграции и образования гранитной дресвы. Процессы выветривания и тектонического дробления создают в кристаллических породах локальные резервуары, ограниченные плотными менее измененными породами. Рассмотренная выше характеристика нефтегазоносных комплексов, являющаяся основой типизации входящих в них природных резервуаров, позволяет по соотношению пород коллекторов с ограничивающими их плохо проницаемыми породами выделить, как было предложено ранее И.О. Бродом и Н.А. Еременко (1956), пластовый, массивный и литологически ограниченный неправильной (в частном случае линзовидной) формы.
Пластовый резервуар, являющийся наиболее распространенным, характеризуется сравнительно однородным коллектором, ограниченным на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Мощность его более или менее выдержана повсюду в области распространения, хотя на тех или иных локальных участках он может выклиниваться. Изменение состава и свойств коллекторов в пластовых резервуарах обычно происходит постепенно. Иногда он может быть представлен тонким переслаиванием пород, причем плохо проницаемые маломощные разделы могут выклиниваться. Пластовый природный резервуар обычно представляет единую гидродинамическую систему. Наиболее характерное движение флюидов – боковое по пласту.
Массивный резервуар представлен мощной толщей проницаемых пород, перекрытой сверху и ограниченной с боков плохо проницаемыми породами. Обычно такой резервуар приурочен к какому-либо крупному структурному, эрозионному или биогенному выступу. Коллекторы, слагающие природный резервуар, могут быть однородными и неоднородными. По составу это могут быть как осадочные, так и метаморфические и изверженные породы. Такой резервуар может состоять из коллекторов, относящихся к разновозрастным толщам, даже разделенных перерывами. На месторождении Панхэндл-Хьюготон в США газоносный резервуар образован грубозернистыми песками, конгломератами и валунами допенсильванского (верхнекарбонового) возраста, трещиноватыми известняками пенсильванского возраста и доломитами ранней нижней (рис. 19). На газовом месторождении Лак (Франция) коллектор, содержащий залежь, включает 600-метровую толщу карбонатных пород и песчаников неокомского и верхнеюрского возраста. Весь резервуар может быть поделен на зоны с различной пористостью и проницаемостью. Боковое движение флюидов в массивных резервуарах не происходит в таких больших масштабах, как в пластовых, и вполне соизмеримо с вертикальным. Иногда массивные резервуары имеют непосредственную связь с пластовыми.
Литологически ограниченный резервуар неправильной формы, кроме линз песчаников в глинах, включает все участки повышенной пористости и проницаемости, которые могут возникать в различных породах по разным причинам (зоны дробления, выщелачивания и т.п.). На месторождении Мурадханлы в Азербайджане на глубине свыше 3000 м в стометровом интервале разреза встречена залежь нефти в андезитах, базальтах и туфах верхнего мела. Выделено четыре зоны выщелоченных и трещиноватых эффузивных пород, содержащих нефть и являющихся примером ограниченных локальных резервуаров. Этот тип резервуара является замкнутой изолированной системой с ограниченной циркуляцией флюидов.
Форма, размер и пористость пород резервуара характеризуют его вместимость. Они определяют его энергетический запас. У пластовых резервуаров он, как правило, наибольший, так как флюиды, создающие напор, подтекают с огромной площади.
Природные резервуары в пределах нефтегазоносных бассейнов различаются также по степени непрерывности своего развития. По этому признаку можно выделить следующие их разновидности:
- Общебассейновые, выдержанные по всей площади бассейна. Чаще всего это пластовые резервуары.
- Зональные, приуроченные лишь к отдельным частям бассейна и определенным структурным или фациальным зонам. Наиболее характерным примером являются зоны рифовых массивов.
- Локальные резервуары, сложенные коллекторами ограниченного развития в пределах локальных структурных элементов; это верхние выветрелые зоны интрузий, кэпрок и соляных куполов и пр.
Различным формациям часто свойственны различные по характеру природные резервуары. В мощных карбонатных толщах часто образуются массивные резервуары в структурных выступах (верхнемеловые известняки на Северном Кавказе, палеогеновые известняки свиты «асмари» на Ближнем Востоке). К субформации рифов также приурочены массивные резервуары в биогенных или эрозионно-биогенных выступах (пермские рифовые массивы Предуралья). К терригенным (молассовым и другим) формациям чаще всего приурочены пластовые резервуары.
На облик резервуара оказывает влияние фациальная ландшафтная обстановка. В зонах развития песчаных кос, береговых валов (баров) в мелководной части моря или в области распространения дюн на берегу образуются резервуары линзовидной формы. Таким примером является залежь Барбенк в Оклахоме, приуроченная к островерхому бару в пенсильванских отложениях. К такому же типу резервуара относится ископаемый бар Барбенк (Оклахома, США). Его схематический поперечный разрез представлен на рис. 20. Песчаные бары иногда образуют вытянутые на сотни километров зоны, с которыми связаны десятки месторождений нефти и газа.
Формирование крупных резервуаров связано с дюнами. В британском секторе Северного моря основными резервуарами газовых месторождений являются песчаники эоловых дюн («барханов»), образовавшихся в пустыне раннепермского времени (свита ротлигендс − «красный лежень»). Мощность песка в них достигает 200 м. Он состоит из хорошо отсортированных округлых зерен с гематит-глинистым и ангидрит-доломитовым цементом.
Среди других примеров влияния фациальных условий можно привести так называемые рукавообразные («шнурковые») залежи в аллювии погребенных речных долин, типичной из которых является Ширванская залежь в песках погребенного русла реки в майкопской толще Краснодарского края. Подобные примеры можно привести и по другим районам.
На рис. 21 показано, как сохранились аллювиальные отложения раннекаменноугольного времени и нефтяные месторождения в них в эрозионных врезах, приуроченные к поверхности карбонатов ордовика на месторождении Эльдорадо, США. Эти песчаные тела являются резервуарами и определяют места скопления нефти. Во всех этих случаях литологический и палеогеографический факторы имеют первостепенное значение для образования природного резервуара.
Буду благодарен, если Вы поделитесь этой статьей в социальных сетях: