Лекция 1. Нефтегазогеологическое районирование

Нефтегазогеологическое районирование-это расчленение исследуемой территории на отдельные части по степени сходства и различия геотектонического строения, а также состава слагающих их формаций.

ИЛИ ЕЩЕ:

Определение "нефтегазогеологического районирования"

Пространственное размещение крупных седиментационных бассейнов и региональных поднятий, а также изменения в их пределах во времени и пространстве литолого-фациальных условий накопления осадков и условий формирования и размещения областей регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Выделение в пределах исследуемой территории крупных геоструктурных элементов, с кот могут быть связаны регионально нефтегазоносные территории.

Основные задачи:

1. Выяснение закономерных связей размещения регионально нефтеносных территорий и зон нефтегазонакопления с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанных с ними формациями.

2. Выявление геолого-геохимических закономерных связей размещения прогнозных УВ в различных частях изучаемой территории, в том числе зон наибольших концентраций этих ресурсов.

3. Сравнительная дифференцированная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории с учетом особенностей строения и формирования ее крупных геоструктурных элементов.

4. Выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ.

5. Принципы выделения крупных нефтегазоносных территорий в СССР был предложен Губкиным, который делил их на провинции, области, районы.

Иерархия нефтегазогеологических объектов.

Залежи обычно встречаются группами, приуроченными к различным слоям в определенных тектонических структурах. Отдельные залежи объединяются в следующие ассоциации.

- Месторождения (местоскопления) - совокупность залежей нефти и газа в разрезе отложений на одной и той же площади. Иногда месторождения состоят из одной залежи .

- Зоны (ассоциации смежных, сходных по геологическому строению залежей , приуроченных к единой группе связанных между собой ловушек). Чаще всего зоны нефтегазонакопления связаны с валами, валообразными, или изометричными поднятиями, региональными зонами выклинивания.

- Области, (территории, приуроченные к крупному тектоническому элементу - свод, вал). Иногда, правда, нефтегазоносные области бывают приурочены к внутриплатформенным впадинам. Обычно, внутри единой нефтегазоносной области условия нефтегазонакопления сходные.

- Провинции (бассейны)- ассоциации смежных нефтегазоносных областей, связанные с тектоническими погружениями. Для нефтегазоносной провинции характерны общность тектонического строения, истории развития, стратиграфического диапазона нефтегазоносности.

При этом в основу выделения указанных подразделений был положен

геотектонический принцип. Однако многие геологи в разработке принципа и классификации нефтегазоносных территорий (Хаин В.Е., Брод И.О., А.А. Трофимук и др.) часто подходили с принципиально разных позиций. Одни придерживались взглядов И.М. Губкина - в качестве основных подразделений крупных нефтеносных территорий выделяли нефтеносные провинции (А.Я, Кремс), области и районы, вкладывая в эти подразделения разное содержание. Другие в качестве основных подразделений крупных нефтеносных территорий выделяли нефтеносные бассейны (Броз и др.). Для сравнительного изучения перспектив нефтеносности различных частей каждой исследуемой геологической провинции и повышения научного уровня прогнозирования нефтегазоносности недр необходимо иметь общепризнанные унифицированные принципы нефтегазогеологического районирования. При этом районирование, как и всякая классификация природных процессов, должно исходить из выявленных наукой и практикой объективных закономерных связей размещения регионально нефтегазоносных территорий с различными геологическими факторами. Они могут быть глобального характера, т.е. присущи всем континентам планеты и иметь региональное значение, т.е. быть характерными для тех или иных отдельных геологических провинций и областей. Разработка общих принципов н.г.р. должна основываться на закономерных связях формирования и размещения регионально нефтеносных территорий, имеющих глобальное значение.

При проведении н.г.р. в качестве главнейших предпосылок необходимо учитывать следующие факторы:

1. региональную тектонику и палеотектонику, т.е. современное и прошлое геотектоническое строение района, а также особенности формирования слагающих регион геоструктурных элементов;

2 литолого-стратиграфическую характеристику разреза, в том числе палеогеографические, формационные и фациальные условия накопления осадков в различных частях бассейна седиментации;

3 гидрогеологические условия оцениваемого района, в том числе палеогидрогеологические и палеогидродинамические условия изменения в пространстве и времени расположения областей питания и разгрузки пластовых вод, их состава;

4 геохимические условия региона, концентрация и состав битумов.

Среди перечисленных факторов, контролирующих процессы формирования залежей нефти и газа, основным является геотектонический, т.к. именно им определяются условия формирования и размещения регионального нефтегазонакопления. Большинство российских геологов-нефтяников – приверженцев органической теории происхождения нефти, считают этот фактор решающим и для нефтегазообразования. «Неорганисты» считают тоже его главным, т.е. решающим фактором считают разрывную тектонику.

Тектоника с любых позиций играет решающую роль в образовании в образовании структурных форм, служащих ловушками:

- в распределении береговых линий,

- зон выклинивания пластов,

-стратиграфических несогласий и литологических замещений, с которыми связано образование неантиклинальных ловушек,

- рифовые массивы, формирующиеся, как правило, вдоль зон крупных дизъюнктивных дислокаций,

- возникновение и развитие процессов миграции и аккумуляции,

- изменение региональных наклонов, влекущих изменение региональных зон питания и разгрузки пластовых вод и переформирование залежей.

Порода-коллектор в обрамлении пород - флюидоупоров, по которому может перемещаться флюид, называется природным резервуаром. Различают пластовые, массивные, пластово-массивные и литологические природные резервуары.

Природные резервуары

1 – пластовый. 2 – массивный, 3 – пластово-массивный,

4 -литологически ограниченный (по Л.П.Мстиславской, 1996).

- Пластовый, у которого толщина (метры, первые десятки метров) намного меньше, чем площадь распространения (сотни квадратных километров). Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов в ней происходит вдоль пласта. Гидродинамический потенциал таких резервуаров очень велик, а при отборе флюидов в нескольких локальных участках пластовые давления восстанавливаются достаточно быстро.

- Массивный – такой, у которого размер по разным направлениям примерно сопоставим. Обычно, это рифовые массивы, или подобные им выступовые тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху.

- Пластово-массивный – если толща пластов-коллекторов, переслоенная непроницаемыми породами, имеет общий водонефтяной контакт, говорят о пластово-массивном резервуаре;

- Литологический – образует наиболее обширную группу – это резервуары, в которых породы-коллекторы ограничены со всех сторон. Это могут быть линзы песка в глинистой толще, или какой-то участок повышенной трещиноватости, или кавернозности в массиве осадочных, или изверженных пород; погребенная речная долина, выполненная песчано-алевритистыми осадками.

Ловушки. Образование залежей.

В природных резервуарах существуют такие участки, по которым флюиды не могут перемещаться и образуют скопления. Такие участки природных резервуаров называются ловушками (рис. 1.26). Углеводороды перемещаются по пласту - коллектору до тех пор, пока не встретят и не заполнят ловушку. Тогда они образуют залежи -естественные, единичные, скопления нефти и газа в коллекторе.

Рис. 1.26. Ловушки (по Л.П.Мстиславской, 1996).

1. структурные а - сводовая, б – тектонически экранированная,

2 - литологические, в – с выклиниванием коллектора,

г – с фациальным замещением коллектора непроницаемыми породами,

3 – стратиграфическая, 4 – рифогенная, 5 – литолого-стратиграфическая.

Классификации ловушек чрезвычайно разнообразны. Как правило, среди них выделяют следующие виды.

- Структурные, в которых флюиды улавливаются обратным падением пород, или тектоническим экраном. То есть ловушку образуют структурные формы;

- Литологические, в которых флюиды улавливаются благодаря замещению по разрезу пород-коллекторов не коллекторами. Это замещение может происходить либо вследствие уменьшения толщины породы-коллектора до нуля – выклиниванием породы, либо постепенным (фациальным замещением) породы коллектора породой флюидоупором;

- Стратиграфические, в которых экранирующей поверхностью является поверхность несогласия;

- Рифогенные – образованные рифами;

- комбинированные - Структурно-стратиграфические.

Необходимое условие образования залежи – наличие над пластами-коллекторами непроницаемых, или слабопроницаемых пород – флюидоупоров и замкнутых структур. Именно наличию покрышек кунгурской соли (нижняя пермь) обязаны своей сохранностью гигантские залежи газа, конденсата и нефти в массивных карбонатных резервуарах по периферии Прикаспийской синеклизы. Но чаще роль покрышек играют глины.

Залежи могут формироваться из рассеянных углеводородов, (первичные), или из разрушенных залежей – (вторичные).

Скорость накопления нефти в первичных залежах составляет n х 10^–13 кг/м²с. Скорость же вторичной миграции по данным И.В.Высоцкого составляет от 12 до 700 т/год.

Чаще всего ловушками служат антиклинальные складки. Такие ловушки называют традиционными. Все остальные – нетрадиционные, хотя это название устарело. В настоящее время, все чаще объектом добычи становятся залежи в неантиклинальных ловушках - рифогенных, литологических, стратиграфических. В последнее время внимание привлекают так называемые жильные залежи, связанные с зонами трещиноватости.

Так же как и для ловушек существует понятие традиционных и нетрадиционных залежей. В широком смысле слова, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки.

Элементы залежей.

В залежи выделяется (рис. 1.27).

- Кровля – граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами.

- Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с подстилающими их породами-флюидоупорами. Если залежь находится в массивном природном резервуаре, или пласт заполнен нефтью или газом не на полную мощность, подошвой служит граница нефти или газа с водой.

1. Водонефтяной контакт (ВНК) граница между нефтью и водой,

2. Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой,

3. Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью,

4. Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с кровлей пласта

5. Внутренний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газоводяного) контакта с подошвой пласта

6. Высота залежи (h) разница абсолютных отметок между водонефтяным (газонефтяным) контактом и самой высокой точкой залежи. Полная высота залежи складывается из высот нефтяной и газовой частей. Следует различать высоту залежи и амплитуду ловушки разницу между абсолютными отметками самой высокой части структуры и самой нижней замкнутой стратоизогипсой.

7. Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

8. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы.

Рис. 1.27. Элементы залежи Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5 – газовая.

1.8.3.6. Генетическая классификация залежей.

Так как основным параметром залежи является геометрия вмещающего резервуара, генетическая классификации залежей в основных чертах является морфологической. Наиболее полно и последовательно генетический принцип изложен в классификации залежей А.А.Бакирова.

В классификации А.А.Бакирова учитываются не только форма ловушек, но и их генезис самих залежей, что позволяет более обосновано строить их модели и проектировать разведку. В классификации выделяются четыре основных класса, которые разделяются на группы, подгруппы и типы.

Структурные залежи – самый распространенный класс, и его классификация наиболее разветвленная.

Самые распространенные залежи структурного класса – антиклинальные, а в них - сводовые. Они характеризуются тем, что залежь находится в сводовой части ловушки. Висячие залежи –довольно редкий вид. В них водонефтяной контакт не горизонтален. Причины этого различные, чаще всего связаны с разными гидродинамическими напорами и разными коллекторскими свойствами. Тектонически экранированные залежи могут находиться в различных частях ловушки, – как на своде, так и на крыльях. При этом часть залежи ограничена разрывным нарушением, является обязательным составным элементом залежи. В приконтаковых залежах сводовая часть обычно замещена каким-либо инородным телом (соляным куполом, грязевым вулканом и т.д.).

О группе моноклинальных залежей следует сказать, что они могут формироваться только в случае осложнения моноклинали какими-либо дополнительными структурами – складками и разрывами.

Залежи синклиналей чрезвычайно редкие, они могут формироваться только в случае безводных скоплений нефти.

Так как структурные залежи наиболее легкий объект для поисков, то их фонд к настоящему времени в значительной степени исчерпан, поэтому все больший интерес представляют залежи других классов.

В классе литологических залежей выделяются две принципиально разные группы – литологически экранированные, образованных пластовыми природными резервуарами, и литологически ограниченные, формирующихся в литологических природных резервуарах.

Стратиграфические залежи обусловлены стратиграфическими несогласиями. При этом, залежи могут формироваться как в размытых и перекрытых частях структур, так и в возвышенностях погребенного ископаемого рельефа. Особый интерес представляют стратиграфические залежи, связанные с выступами блоков фундамента в нижнем структурном этаже. В последних двух типах залежей коллекторами служит древняя поверхность рельефа – трещиноватая и разрушенная древним выветриванием.

Последний по порядку, но не по значению - класс рифогенных залежей - содержащий многие богатейшие месторождения.

На рисунках 1.28 – 1.31 приведены схематические геометрические образы залежей этих типов – структурная карта, и соответствующий им разрез.

Кроме перечисленных существуют и другие классы залежей. Например, в настоящее время все больший интерес нефтяников вызывает класс жильных залежей, приуроченных к зонам трещиноватости горных пород.

Таблица 13 Генетическая классификация залежей.

Класс	Группа	Тип	Вид
Структурный	Антиклиналей	Сводовые	Простого, ненарушенного строения (рис. 1.28 - I)
Осложненные разрывами (рис. 1.28 –II)
Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым) (рис.1.28. – III).
Осложненные соляными куполами
Осложненные вулканическими образованиями
Висячие	Простого, ненарушенного строения (рис. 1.29 -I)
Осложненные разрывами
Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым)
Осложненные соляными куполами
Вулканическими образованиями
Тектонически - экранированные	Осложненные разрывами (рис. 1.29 -I)
Осложненные диапиризмом (в т.ч. грязевым)
Осложненные соляными куполами
Вулканическими образованиями
Поднадвиговые (рис. 1.29 -III)
Блоковые (рис. 1.29 -IV)
Приконтактовые	Соляным штоком (рис. 1.30 -I)
Осложненные грязевым диапиром.
Моноклиналей		Экранированные разрывом (-ами) (рис. 1.30 -II)
	Экранированные флексурами и структурными носами (рис. 1.30 -III)
Синклиналей (рис. 1.30 -IV)
Литологический	Литологически экранированные	Участки выклинивания коллектора (рис. 1.31 -I)
Фациального замещения (рис. 1.31 -II)
Экранированные битумной пробкой (рис. 1.31 -III)
Литологически ограниченные	Шнурковые, или рукавообразные	Русла палеорек (рис. 1.31 -IV)
Дельты палеорек
Баровые тела (рис. 1.31 - V)
Линзы (рис. 1.31 -VI)
Стратиграфический		Структурно-стратиграфические (рис. 1.32 -I)
	Останцовые (рис. 1.32 -II)
	Выступовые 1.32 -III
Рифогенный (рис. 1.32 -IV)		Одиночных рифов
	Ассоциаций рифов
Тектонический – жильный.[1][1]

Рис. 1.28. Сводовые залежи нефти

I – простого, ненарушенного строения, II – осложненные разломом (сбросом), III – осложненные диапиром (вулканом, грязевым вулканом, соляным куполом). 1 – нефть (в разрезе), 2 – нефть (на структурной карте), 3 – стратоизогипсы, 4 – разлом на разрезе, 5 – разлом на структурной карте, 6 – коллектор (песок), 7 – флюидоупор (глина), диапир (соляной купол, вулканогенное образование) 9 – известняк, 10 – алевролит.

Рис. 1.29. Структурные сводовые висячие и структурные тектонически экранированные залежи антиклиналей I – висячая залежь простого, ненарушенного строения, II – тектонически - экранированная залежь, осложненная сбросом, III – поднадвиговая залежь, IV - блоковая залежь. Условные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Рис. 1.30. Структурные залежи - приконтактовые, моноклиналей и синклиналей. I – приконтактовая, II – моноклинали, осложненной разломом, III – моноклинали, осложненной структурным носом, IV - синклинали.

Условные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Рис. 1.31. Литологические залежи. Литологически экранированные - связанные с участками выклинивания коллектора - I, фациального замещения коллектора - II, экранированные битумной пробкой, III.

Литологически ограниченные: шнурковые, связанные с руслами и дельтами палеорек IV баровыми телами - V, линзами - VI.

Условные обозначения: 1 - линия выклинивания, 2 - битумная пробка, 3 - линия пересечения нефтеносного пласта с дневной поверхностью. Остальные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Рис. 1.32. Стратиграфические залежи. Структурно - стратиграфические - I, останцовые (связанные с палеохолмами палеорельефа) - II, выступовые, блоковые, (связанные с выступами блоков фундамента) III. Залежи рифогенного класса, -IV. Условные обозначения: 1 - срез подстилающих залежь толщ поверхностью несогласия, 2 - выступ фундамента, гипсово-ангидритовая толща, 4 - поверхность несогласия. Остальные обозначения те же, что и на рис. 1.28.

Консервация залежей.

Флюиды в ловушке распределяются по своему удельному весу. Сверху – газ, затем – нефть и внизу – вода. Залежи консервируются. В зависимости от соотношения мощности слоя коллектора и высоты залежи выделяют полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие) залежи. В зависимости от взаимного количества нефти и газа, по типам флюидов залежи разделяют (рис. 1.33) на газовые(1), газовые с нефтяной оторочкой (до 20%газа)(2), нефтегазовые и газонефтяные(3), нефтяные с газовой шапкой (4), нефтяные (5), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные.

Рис. 1.33. Классификация залежей по типам флюидов. I - газовая, II - газовая с нефтяной оторочкой a,б – полнопластовые, в -неполнопластовая, III – газоконденсатная, IV – нефтегазоконденсатная, V - нефтегазовая залежи, 1 – газ, 2 – газоконденсат, нефть, 4 - вода.

Законсервированная залежь продолжает жить. Особенно активные процессы происходят в ней на водонефтяном и газонефтяном контакте, которые представляют собой не геометрические поверхности, а тела определенной мощности от сантиметров до метров, с постепенными переходами в содержании нефти и воды.

1.8.3.8. Разрушение залежей.

Залежи могут быть разрушены в результате действия следующих факторов.

- Исчезновения ловушки из-за ее наклона.

- Образования дизъюнктивного нарушения.

- Выведения ловушки в области, близкие к поверхности Земли (в окислительные условия).

- При воздействия микроорганизмов.

- Выведения ловушки на поверхность земли

- При попадании ловушки в большие глубины и под воздействие метаморфизма (повышение давления и температуры на глубине).

Если сравнить те факторы, которые разрушают залежь, и те, благодаря которым она формируется, то удивления достойно, что в мире существуют нефтяные и газовые залежи.

В природе встречаются различные типы и категории залежей – они соответственно классифицируются. Однако как правильно считает Бакиров А.А. классификации локальных скоплений недостаточно. Классифицируются региональные скопления – они необходимы для регионального прогнозирования и наиболее эффективного ведения работ. Классификация нефтегазовых территорий состоит в расчленении и объединении их в отдельные родственные категории, группы, классы, сходные по главным, определяющим особенностям геологического строения и условиям формирования залежей нефти и газа более крупных подразделений. При этом необходимо соблюдать определенные критерии и принципы. Наиболее распространенная классификация нефтеносных территорий –А.А.Бакирова. Она использована при составлении карты перспектив нефтеносности СССР (1983 год), а также при составлении методического руководства по количественной оценке прогнозных ресурсов УВ. Согласно этой схеме при н.г.р. выделяются следующие подразделения:

Залежь – естественное локальное скопление УВ в одном или нескольких пластах и контролируемые единым ВНК, ГНК. Залежи подразделяются на:

структурные, приуроченные к антиклиналям и делящиеся в свою очередь на пластовые сводовые и экранированные (литологически, стратиграфически и тектонически); блоковые, (Бакиров выделяет висячие или литологически экранированные)

моноклинальные - экранированные и неэкранированные;

залежи синклиналей – в безводных пластах (Аппачи, США);

Дата добавления: 2014-01-07