XIII.1. Критерии прогноза нефти и газа

ГЛАВА XIII. КРИТЕРИИ ПРОГНОЗА И МЕТОДЫ ПОИСКОВ И РАЗВЕДКИ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА

Глава XII. ЗАПАДНО-СИБИРСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ПРОВИНЦИЯ

Глава XI. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ МИРА

Х.5. Закономерности размещения месторождений нефти и газа по глубине

 

Вывод исследователей, что основная масса нефти концентрируется на глубинах до 3 км, справедлив лишь в общем. В ряде нефтегазоносных бассейнов преобладающая часть нефти находится на значительно больших глубинах.

В бассейнах палеозойского возраста основной этаж нефтеносности (ОЭН) находится на глубине 1-2 км, в регионах мезозойского возраста на глубине 1-3 км, кайнозойского возраста 1-4 км и чаще в интервале 2-4 км (рис.11). Основной причиной …
погружения ОЭН является погружение главной зоны нефтеобразования. При гумусовом ОВ главная фаза нефтеобразования проявляется в более жестких температурных условиях, т.е. на больших глубинах. Нефтяные залежи бурением скважин в США установлены на глубинах 6,5 — 7 км. Большое влияние на глубину залегания залежей оказывает интенсивность повторного погружения территорий в молодые эпохи, или наоборот, поднятия и размывы с образованием асфальтовых залежей.

По размещению основного этажа газоносности (ОЭГ) выделяются, также, три группы бассейнов: I) ОЭГ находится на малых глубинах (до 2 км). В таких бассейнах продуктивны верхний мел и кайнозой, газ метановый, начальных стадий катагенеза, биохимический, донефтяной. 2) ОЭГ находится на средних глубинах (1-4 км.). Газ жирный, тяжелый, основной стадии катагенеза. Продуктивны мезозой, палеозой, редко — кайнозой. 3) ОЭГ находится на больших глубинах (>3-4 км). Газ конечных стадий катагенеза жирный, тяжелый. В таких бассейнах продуктивны палеозой и мезозой.

В преимущественно газоносных бассейнах на всех глубинах развиты,в основном, залежи газа. Примерами таких бассейнов являются Азово-Кубанский, Каракумский. В преимущественно нефтеносных бассейнах на всех глубинах развиты, в основном, залежи нефти. Примерами таких бассейнов являются Терско-Каспийский, Персидский. Предкарпатский и др. В нефтегазоносных бассейнах до глубины 3-4 км преимущественно развиты залежи нефти, глубже — залежи газоконденсата. Примерами таких бассейнов являются Пермский, Западный Внутренний бассейны на Северо-Американском континенте. В некоторых бассейнах четкое разделение нефтеносных толщ от газоносных по глубине отсутствует.

 

 

В мире известно около 160 нефтегазоносных провинций, из которых 2 относятся к категории уникальных, 9- гигантских и около 30 — крупных. К уникальным относятся бассейны Персидского залива по нефти и Западной Сибири по газу. Общие черты этих бассейнов — огромные площади и объемы осадочного чехла, приуроченность к платформам. Нефтегазоносные толщи мелового возраста. Содержат около 50% крупнейших и гигантских месторождений.

Гигантскими являются провинции: Голф-Кост, Мексиканская, Пермская, Западная Внутренняя, Североморско-Германская, Сахарская, Маракаибская, Западной Африки, Волго-Уральская. Площадь их составляет 300 тыс. – 2,0 млн.км2 , объем осадочного чехла — 400тыс. — 6,0 млн. км3. Приурочены к платформам, содержат 25 % крупнейших и гигантских месторождений нефти и газа.

Крупные провинции имеют площадь 30-560 тыс. км2, объем осадочного чехла — 100 тыс. — 1,5 млн. км3, содержат 15% крупнейших месторождений. Гигантские месторождения в их пределах отсутствуют. Мелкие провинции расположены в пределах межгорных впадин, эпиплатформенных орогенов, небольших внутриплатформенных впадин, авлакогенов и грабенов. Площади их незначительные (5-200 тыс.км2), объем осадочного чехла небольшой (70-450 тыс. км3). Условия сохранности месторождений плохие. В этой группе обнаружено менее 10% крупнейших месторождений.

Характеристика строения и нефтегазоносности каждой провинции дана в учебниках: "Нефтегазоносные провинции СССР", Нефтегазоносные бассейны земного шара" (авторы Н.Ю.Успенская., З.А.Табасаранский, 196б); А.А.Бакиров, Г.Б.Рябухин, 1969; А.А.Бакиров, Г.Б.Рябухин, Н.М.Музыченко и др., 1979; И.О. Брод, В. Г,Васильев, И.В.Высоцкий и др., 1965). Сведения о размещении нефтегазоносных провинций по континентам и странам и масштабах добычи нефти и газа приведены в таблицах 1и 18. На рис.12 показана схема размещения нефтегазоносных провинций на территории СССР.

 

Таблица 19

Нефтегазоносные провинции (бассейны) мира.

 

 

Континенты Страны Нефтегазоносные провинции
    Восточная Европа   Россия 1. Прибалтийская (Калининградская обл.)
2. Тимано-Печорская (Республика Коми)
3. Предуральская (Башкортостан)
4. Волго-Уральская (Татарстан, Башкортостан, Оренбургская обл.)
Россия, Казахстан 5. Прикаспийская (Астрахань, Волгоград)
Россия, Украина 6. Предкавказско-Крымская (Ставропольская обл.)
    Азия     Россия 7.Западно-Сибирская (Тюменская обл., Томская обл.)
8. Восточно-Сибирская (Иркутская обл., Красноярский край)
9. Лена-Вилюйская (Якутия)
10. Предверхоянская (Предверхоянский прогиб)
11. Дальневосточная (о.Сахолин)
  Восточная Европа Зап. Украина 12. Предкарпатская
Украина, Белоруссия 13. Днепрово-Донецкая
Азербайджан, Грузия 14. Закавказская
Россия 15. Северо-Кавказская (Кубань, Терек)
    Азия Туркменистан 16. Западно-Туркменская
Туркменистан, Узбекистан, Казахстан   17. Туранская (Амударьинская)
Таджикистан, Узбекистан 18. Тяньшань-Памирская
    Западная Европа Германия, Англия, Норвегия, Голландия   19. Североморско-Германская
Франция 20. Англо-Парижская
21. Аквитанская
Германия, Чехословакия 22. Рейнская
23. Тюрингская
24. Ронская
Италия 25. Адриатическая
26. Сицилийская
Румыния, Польша, Болгария 27. Предкарпатская
Венгрия, Румыния, Югославия 28. Паннонская
29. Трансильванская
  Азия Саудовская Аравия, Иран, Ирак, Кувейт, часть Турции, ОАЭ 30. Провинция Персидского залива
Сирия, Израиль 31. Провинция Среднего и Ближнего Востока
Иран, Афганистан 32. Группа бассейнов Иранского Нагорья
    КНР 33. Ордосская
34. Сунляо
35. Сычуаньская
36. Джунгарская
37. Цайдамская
Тайвань 38. Тайванская
Индия, Пакистан 39. Индийская
40. Гангская
Бангладеж 41. Бенгальская
Монголия 42. Группа бассейнов Гоби
    Африка Алжир, Морокко 43. Сахарская
Ливия 44. Ливийская
Ангола, Нигерия, Габон 45. Западно-Африканская
Тунис 46. Центрально-Атласская
Марокко 47. Западно-Атласская
  Австралия   Австралия 48. Восточно-Австралийская
49. Западно-Австралийская
50. Южно-Австралийская
Океания Индонезия 51. Индонезийская
Новая Зеландия 52. Новозеландская
    Северная Америка Канада 53. Западно-Канадская
54. Восточно-Канадская
    США 55. Западная Внутренняя
56. Восточная Внутренняя
57. Пермская
58. Бассейн Скалистых гор
59. Калифорнийская
60. Предаппалачская
61. Приатлантическая
62.Северо-Аляскинская
63. Южно-Аляскинская
Мексика, США 64. Мексиканская (Сирт)
Куба, США 65. Бассейн Карибского моря
  Южная Америка Венесуэла 66. Венесуэльская (Оринокская)
Колумбия 67. Колумбийская (Магдаленская)
Венесуэла 68. Маракаибская
Тринидад, Венесуэла, Бразилия 69. Венесуэло-Тринидадская
70. Нижнеамазонская
71. Верхнеамазонская
  Бразилия 72. Мараньяо
73. Притихоокеанская (Гуаякильская)
74. Титикакская
Боливия, Аргентина Боливийско-Аргентинская
Аргентина 76. Патагонская

 

 

 

В качестве примера характеристики строения и нефтегазоносности нефтегазоносных провинций рассмотрим Западно-Сибирскую провинцию. В географическом отношении она расположена в пределах Западно-Сибирской низменности, в тектоническом отношении — в пределах молодой Западно-Сибирской платформы. Фундамент ее палеозойский, осадочный чехол – мезозойско-кайнозойский. По залежам газа она относится к категории уникальных. Площадь ее составляет 3 млн. км2, объем осадочного чехла – 8,5 млн.км3 (Рис. 13, 14, 15).

Первое месторождение в этой провинции открыто 1953 г. (Березовское газовое месторождение). В 1964 г. начата эксплуатация Усть-Балыкского месторождения нефти. Сведения о геологическом строении и нефтегазоносности недр Западной Сибири изложены в работах Н.Н. Ростовцева, В.Д. Наливкина, И.И. Нестерова, М.Я.Рудкевича, А.А. Трофимука и др.

Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол общим объемом свыше 8 млн. км3. Максимальная мощность осадочного чехла на севере провинции оценивается в 10-15 км. В центральных, западных и восточных районах мощность чехла составляет 2 — 4 км. В основании платформенного чехла залегают юрские отложения. Меловая, система слагает основную часть чехла, палеоген относительно маломощен, завершает разрез осадочной толщи. Неоген отсутствует. Коллекторами нефти и газа являются пески, песчаники и алевролиты, покрышками залежей служат глины. Резервуары пластового и массивного типов. Ловушки, преимущественно структурного типа, реже – структурно — литологического и литологического типов. К настоящему времени на обширной площади провинции открыто свыше 600 нефтяных, газовых, газоконденсатных и нефте-газоконденсатных месторождений. Из них более 300 являются нефтяными, свыше 100-газовыми 200 — газоконденсатными и нефтегазоконденсатными. Большинство месторождений относятся к многопластовым, с залежами в меловых и юрских горизонтах.

В разрезе платформенного чехла выделяются четыре нефтегазоносных комплекса, изолированных друг от друга региональными глинистыми покрышками: нижне-среднеюрский, верхнеюрский, неокомский и апт-альб-сеноманский. Основные запасы нефти сконцентрированы в нижнемеловых, газа — верхнемеловых отложениях.

В пределах провинции выделяются 11 нефтегазоносных областей и 32 нефтегазоносных района. Приуральская нефтегазоносная область расположена на западной окраине провинции. В ее пределах выделяются Шаимский нефтеносный и Березовский газоносный районы. Залежи приурочены к базальному горизонту позднеюрского возраста, залегающему на складчатом фундаменте. Продуктивная толща — вогулкинская пачка, сложенная песчаниками, гравелитами, ракушняками. Некоторые залежи приурочены к эрозионным выступам фундамента, сложенным трещиноватыми кристаллическими породами. Залежи структурно-стратиграфического, литологического типов имеют различные формы: пластовые сводовые, заливообразные, шнурковые, рукавообразные, козырьковые, кольцевые.

Фроловская нефтегазоносная область. Здесь известен Красноленинский нефтеносный район с залежами в нижне-среднеюрском комплексе и аптском ярусе нижнего мела. Залежи массивного, сводового типов.

 

Рис.13 Схема тектонического районирования Западно-Сибирского нефтегазоносного бассейна. По М.Я.Рудкевичу, 1970.

 

1 – границы осадочного бассейна; 2 – граница между внешним поясом и внутренней областью; 3 – крупные антиклинальные структуры-своды, мегавалы; 4 – области впадин, прогибов и моноклиналей; 5 – разрывные нарушения; 6 – нефтяные месторождения; 7 – газовые месторождения.

Список структур: 1 – Ямбургский свод; 2 – Уренгойский мегавал; 3 – Медвежий мегавал; 4 – пурпейский свод; 5- Вынгапурский мегавал; 6 – Часельский мегавал; 7 – Красноселькупское куполовидное поднятие; 8 – Красноленинский свод; 9 – Александровский свод; 10 – Каймысовский свод; 11 – Средневасюганский свод; 12 – Пудинский свод; 13 – Парабельский свод; 14 – Пайдугинский мегавал; 15 – Туйский мегавал; 16 – Межовский свод.

 

Рис.14 Нефтяные месторождения Сургутского и Нижневартовского районов Западной Сибири (фрагмент обзорной карты, 1984).

 

1 – области поднятий (антиклиналей); 2 – области впадин; 3 – месторождения нефти; 4 – газонефтяные месторождения.

Список месторождений:

  1. Апрельское
  2. Айпимское
  3. Нижнесортымское
  4. Конитлорское
  5. Тевлинское
  6. Когалымское
  7. Холмогорское
  8. Ватьеганское
  9. Лянторское
  10. Федоровское
  11. Южно-Сургутское
  12. Покачевское
  13. Поточно-Урьевское

 

  1. Локосовско-Покамасовское
  2. Самотлорское
  3. Мегионское
  4. Советско-Соснинское
  5. Ханты-Мансийское
  6. Эргинское
  7. Салымское
  8. Правдинское
  9. Усть-Балыкское
  10. Мамонтовское
  11. Верхне-Салымское
  12. Новопокурское
  13. Островное

 

 

Каймысовская нефтегазоносная область расположена на южной окраине провинции, подразделяется на Межовский, Каймысовский, Верхнедемьянский и Юганский районы. Здесь открыто свыше 20 нефтяных месторождений с залежами в верхнеюрском и нижне-среднеюрском комплексах.

Васюганская нефтегазоносная область находится в юго-восточной части провинции, включает в себя Пудинский, Васюганский, Александровский, Толькинский, Сенькино-Сильгинский районы.

В пределах области выявлены 32 нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений с залежами в нижнесреднеюрских, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях.

Пайдугинская нефтегазонооная область расположена на восточной окраине провинции. В ее пределах выявлены два нефтяных месторождения с залежами в верхнеюрских отложениях.

Среднеобская нефтегазоносная область находится в центральной части провинции, подразделяется на Сургутский, Салымский, Нижневартовский, Холмогорский районы. Здесь сконцентрированы основные залежи нефти Западно-Сибирской провинции.

Залежи пластового-сводового, реже — массивного типов, локализованы, главным образом, в отложениях валанжинского, готеривского и барремского ярусов нижнего мела. Присутствуют они и в юрских отложениях, но в меньших масштабах.

Надым-Пурская и Пур-Тазовская нефтегазоносные области расположены к северу от Среднеобской области, включают в себя Надымский, Уренгойский, Ямбургский, Пурпейский, Вынгапурский, Среднемессояхский, Тазовский, Таркосалинский, Сузунский, Часельский, Красноселькупский районы. Характеризуются высоким этажом нефтегазоносности: продуктивны все четыре комплекса — нижнесреднеюрский, верхнеюрский, неокомский, апт-альб-сеноманский. Здесь сконцентрированы основные залежи газа Западно-Сибирской провинции: Уренгойское, Медвежье, Ямбургское, Губкинское, Комсомольское, Заполярное, Вынгапурское и другие месторождения. Залежи газа массивного типа приурочены к кровле сеноманского яруса верхнего мела, залегают на малых глубинах – 0,8-1,2 км.

Ямальская нефтегазоносная область находится на крайнем севере провинции, в пределах Ямальского полуострова. Подразделяется на Южно-Ямальский, Средне-Ямальский и Северо-Ямальский районы. Здесь выявлены газовые и газоконденсатные залежи: Бованенковское, Харасавейское, Северо — и Южно-Тамбейское месторождения и др.

Гыданская нефтегазоносная область находится в пределах Гыданского полуострова на севере провинции. Бурением изучена плохо. Здесь выявлены несколько газоконденсатных месторождений с залежами в меловых отложениях.

Усть-Енисейская нефтегазоносная область. Нефтегазоносными здесь являются Малохетский, Рассохинский и Танамский районы. Газоконденсатные залежи установлены в нижнесреднеюрских, верхнеюрских и нижнемеловых отложениях. Залежь газа в сеноманском ярусе выявлена на Мессояхском месторождении.

Типовая характеристика нефтей и газов Западной Сибири отличается значительным разнообразием (Табл. 19). Газ Березовского района на 91-97% состоит из метана. Сероводород отсутствует, содержание углекислоты составляет 0,3-2,4%, азота — 1,5-6%.В газах некоторых месторождений присутствует конденсат до 15-18 см33.

Газ Васюганской и Пайдугинской областей отличается значительным содержанием гомологов метана (8-12%) и высоким конденсатным фактором (87-249см33). Количество метана в газах -76-88%, содержание углекислоты незначительное — (0,3-0,9%), сероводород отсутствует.

Газ сеноманских залежей северных областей Западной Сибири почти полностью состоит из метана (98-99%) и отличается ничтожным содержанием гомологов метана (0,1-0,3%). Содержание углекислого газа 0,5-1,2%, азота — 0,1-0,4%. Газ Усть-Енисейской нефтегазоносной области содержит метана в количестве 85-95%, гомологи метана до 13-15%, конденсат около 100 см33.

Нефть Шаимского района — нафтен-метановая легкая (плотность 0,819-0,836 г/см3), низкопарафинистая (2 — 4,5%) малосернистая (0,3 — 0,5%). Нефть Среднеобской области нафтен-метановая, средней плотности (0,832-0,901 г/см3), сернистая (0,8 – 1,9%), малопарафинистая (1,9-5,3%).

 

Таблица 20

Основные сортовые качества нефтей Западной Сибири

 

  Названия месторождений и пластов Плотность, кг/м3 Вязкость кинематическая, мм2 Температура застывания, °С Химический состав нефти. Содержание, %
Сера Смола Асфальтены Бензин Керосин Диз. топливо Газойль Остаток
Восточно-Сургутская, БС10 13,5 -17 1,67 2,5 13,0 14,3 26,8 28,4 31,6
Мало-Балыкская, АЧ2 9,7 -12 1,1 7,8 0,9 19,5 17,1 29,9 22,6 24,2
Приобская, БС4-5 10,4 -11 1,2 12,0 2,7 15,2 15,6 27,3 23,6 31,9
Покачевская, БВ6 5,9 -13 1,2 7,5 0,5 20,3 17,6 30,9 27,2 20,7
Варьеганская 2,95 -42 0,46 6,5 0,29 30,8 22,0 33,3 21,7 12,9
Губкинская,БП0 3,3 -18 0,2 4,0 0,12 34,6 22.5 30,1 32,2 32,2
Уренгойская 5,2 -7 0,11 3,5 0,21 24,7 17,8 27,3 38,5 38,5
Ен-Яхинская 9,2 -11 0,08 3,5 21,4 22,2 37,8 26,6 13,8
Русская 67,7 -30 0,5 17,8 0,6 0,7 12,0 32.5 36,5 36,5
Новопортовская НП4 9,2 -8 0,13 3,0 18,6 21.0 46,4 76,1 8,7
Бованенковская ТП18 3,36 -13 0,07 1,0 19,8 19,8 39.4 30,4 10,0
Харампурская 5,63 -22 0,12 5,0 0,4 25,9 24,2 38,1 21,2 14,0
Кальчинская 20,2 -16 0,88 11.0 1,46 16,8 14,8 33,1 26,8 22,3
Ханты-Мансийская 6,6 -8 0,27 5,0 5,3 18,6 20,2 31,4 24,8 24,8
Нефть экспортная URALS 10,4 -11 1,2 12,0 2.7 15,2 15,6 27,3 23,6 31,9

 

 

 

"Поисково-разведочные работы, — отмечал А.А.Бакиров (1976г.), — могут проводится эффективно только при условии, если они будут направляться научно-обоснованно с учетом общих закономерностей образования и размещения нефтегазовых скоплений в земной коре".

Главнейшими критериями прогноза, поиска и разведки месторождений являются факторы, контролирующие возникновение и развитие процессов нефтегазообразования и накопления в земной коре. К ним относятся: 1. Тектонические и палеотектонические критерии, определяющие местоположение, формы и размеры региональных, зональных и локальных ловушек, а также тип нефтегазоносных бассейнов, глубины погружения, мощность осадочного чехла. Наличие ловушек является одним из главных необходимых условий для образования залежей и месторождений нефти и газа.

2. Литолого-формационные, фациальные и палеогеографические критерии, определяющие типы, объемы осадочных пород, коллекторов, покрышек, количество и мощности нефтегазоносных комлексов и др. Наличие пластов коллекторских пород является вторым необходимым условием для образования скоплений нефти и газа в недрах Земли.

3. Промыслово-геофизические критерии, определяющие коллекторские свойства пород-коллекторов, экранирующие свойства пород-покрышек и их изменения в плане и по разрезу. Наличие пластов-покрышек является третьим необходимым условием для образования залежей нефти и газа.

4. Гидрогеологические, определяющие типы артезианских бассейнов, законтурных вод и их динамику. Подземные воды хлоридно-натриевого состава и застойного режима способствуют сохранности залежей на месте их образования.

5. Геохимические критерии, определяющие закономерности распределения рассеянного органического вещества различных типов по разрезу и по площади, выявляющие геохимические аномалии в недрах Земли. Наличие нефтегазогенерирующих осадочных толщ с высоким содержанием рассеянного органического вещества (РОВ) является четвертым необходимым условием для образования залежей и месторождений нефти и газа.

6. Термодинамические критерии, влияющие на физико-химические свойства рассеянного органического вещества в горных породах и условия образования нефти, газа и их залежей. Лабораторными методами доказано, что для образования нефти из рассеянного органического вещества необходимы температура свыше 60°С, давление – свыше 100 атмосфер.

По масштабам проявления критерии подразделяются на: 1) региональные, действующие в пределах всей провинции или ее крупных частей; 2) зональные, проявляющиеся в пределах месторождения или группы месторождений.

По каждому критерию составляются региональные или порайонные карты для нефтегазоносных пластов, горизонтов, комплексов и подкомплексов (Рис.16). Строятся профильные разрезы через месторождения, области, районы, графики зависимости прогнозных параметров с нефтегазоносностью ловушек. Устанавливается теснота связи между теми или иными параметрами и продуктивностью осадочных толщ и на этой основе дается прогнозная оценка территории.

Подсчитываются потенциальные, прогнозные (категория D) и перспективные (категория С3) запасы по нефти, газу, конденсату, по каждой нефтегазоносной области, по каждому району и по каждому нефтегазоносному комплексу.

Основной путь решения насущных задач прогноза и поиска месторождений на всех этапах – получение новой высококачественной геолого-геофизической информации об изучаемых объектах бурением скважин или геофизическими методами. Важной при этом является разработка новых усовершенствованных полевых методов изучения строения и физико-химического состояния земных недр. Не менее важна разработка новых методов обработки полевой и лабораторной информации. В последние десятилетия при решении этих задач широко внедряются ЭВМ и математические методы. Осуществляется перевод геологической информации на электронную основу, создаются базы данных, разрабатываются новые программы геологического анализа с применением математических методов и ЭВМ.