Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 27

 

  Главная      Учебники - Разные     Геология нефти и газа (Еременко Н.) - 1968 год

 

поиск по сайту            

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  25  26  27  28   ..

 

 

Геология нефти и газа (Еременко Н.) - часть 27

 

 

210 

 VII. Залежи нефти и газа

 

газах.  Изотопный  состав  углерода  в  газах  намного  легче,  чем  в  неф-

тях (в газах 6С

13

 до —49,5°/

00

; в нефтях 6С

43

 до —307

00

)- В то же время 

изотопный  состав  углерода в нефтях  как  в целом,  так и по фракциям 

меняется  в  крайне  незначительных  пределах.  Если  бы  газы 

образовывались  из  нефтей,  то  это  образование  должно  было  бы 

сопровождаться  необъяснимо  большим  фракционированием  изотопов 

углерода  и  в  то  же  время  вызвать  более  значительные  колебания 

изотопного состава углерода в различных нефтях.

 

 

Рис.   108-  Изменение состава попутного газа в залежи Байтуганского место-

рождения, Оренбургской области (но Т. А.  Ботневой).

 

— песчаник, насыщенный нефтью; 2 — песчаник, насыщенный водой; 3 — линия профильного 

разреза; состав газа:  4 — азот; 5 — сумма тяжелых углеводородов; 6 — метан; 7 — 

сероводород; s — этан; 9 — пропан; ю — бутан; 11 — пентан; 12 — отношение нормального 

пентана к изопентану; 13 — отношение нормального бутана к изобутану.

 

Изменение  состава  попутных  газов  в  залежи  изучено  пока  слабо. 

По  мере  приближения  к  водонефтяному  контакту  иногда  наблюдается 

относительное  обогащение  газов  метаном  и  обеднение  тяжелыми 

углеводородами, иногда картина обратная. Например, Г. Д. Галь-перн 

отмечает  увеличение  содержания  метана  в  периферийных  частях 

Ишимбайской залежи (артинские известняки). То же самое отмечает Т. 

А.  Ботнева  для  залежи  нефти  с  газовой  шапкой  в  калиновской  свите 

Журавлевско-Степановского  месторождения  Оренбургской  области. 

Тот  же  автор  на  Байтуганском  месторождении  в  попутном  газе 

залежей  турнейского  яруса  и  бобриковского  горизонта  (рис.  108) 

наблюдал  увеличение  содержания  тяжелых  углеводородов  в  при-

контурных частях залежи.

 

Довольно  часто  в  попутных  газах  отмечается  увеличение  кон-

центрации  H

2

S  и  С0

2

  у  водонефтяного  контакта  (рис.  108),  но  иногда 

картина  обратная.  В  некоторых  случаях  наблюдается  неравномерное 

распределение состава газа по залежи. Впервые отметил это

 

§ 5. Закономерности в изменении нефтей и газов внутри залежей 

211

 

А. Л. Козлов для чисто газовой залежи Мельникове. В данной залежи 

в  одной  ее  части  преобладал  азот,  в  другой  —  метан.  А.  Л.  Козлов 

объяснил  это  подземным  бактериальным  окислением.  Сходное 

явление  можно  отметить  для  залежи  бобриковского  горизонта 

Байтуганского месторождения.

 

За  контуром  нефтеносности  по  мере  удаления  от  него  состав 

растворенного  в  воде  газа  постоянно  изменяется  в  результате  потери 

тяжелых  компонентов.  Так,  по  данным  П.  А.  Левшунова  за  контуром 

нефтеносности  в  пластах  Д

2

,   Д

3

  и  Д

4

  девонских  отложений  Муха-

новской  площади  на  расстоянии  5,5  км  от  контура  наблюдалось 

выпадение  из  растворенных  в  воде  газов  сначала  гексана,  а  затем 

других  углеводородов,  вплоть  до  этана  (на  расстоянии  И , 5 к м   от 

контура).

 

В  газоконденсатных  залежах  и  чисто  газовых  залежах  наблю-

даются  несколько  иные  явления.  По  законам  обратного  растворения 

чем  большее  давление  испытывает  газ,  тем  больше  жидких  углеводо-

родов может раствориться в нем. Поэтому обычно в таких залежах по 

мере  увеличения  глубины  их  залегания  вместе  с  ростом  давления 

увеличивается содержание тяжелых углеводородов. В пределах одной и 

той  же  газовой  залежи  установить  картину  распределения 

углеводородного  состава  газов  бывает  довольно  трудно.  В  принципе 

при  достаточно  большой  высоте  газовой  залежи  (более  200—300  м) 

должна  наблюдаться  дифференциация  залежи  газа  по  плотности 

компонентов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

ГЛАВА   VIII

 

МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

 

§  1. КЛАССИФИКАЦИЯ   МЕСТОРОЖДЕНИИ   НЕФТИ   И   ГАЗА

 

Классификация  месторождений  нефти  и  газа  имеет  не  меньшее 

теоретическое  и  практическое  значение,  чем  классификация  залежей. 

Казалось  бы  этому  вопросу  должно  уделяться  не  меньшее  внимание, 

однако  это  не  так.  С  момента  четкого  разграничения  таких  понятий, 

как залежи и месторождения, первым уделялось очень много времени, 

в  то  время  как  классификации  нефтяных  месторождений  почти  не 

разрабатывались.  До  сих  пор  не  существует  общепринятого 

определения понятия месторождение.

 

Под  месторождением  нефти  и  газа,  по  определению  И.  О.  Брода 

(1938), следует понимать совокупность залежей в недрах одной и той же 

площади,  образование  которой  контролируется  единым  структурным 

элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки  и 

разработки.  Довольно  близко  к  этому  определение  Н.  Ю.  Успенской 
(1966).  По  Н.  Ю.  Успенской  (1966)  под  месторождением  следует 

понимать  совокупность  залежей, заключенных в недрах одной и той же 

площади  и  контролируемых  общим  гидрологическим  элементом 

структурного,  литологического  или  стратиграфического  характера, 

обеспечивающим образование ловушки.

 

В  приведенных  определениях  за  основу  взяты  залежи,  и  место-

рождение  фактически  рассматривается  как  сумма  залежей,  приуро-

ченных  к  тому  или  иному  структурному  элементу  или  геологическому 

элементу.  Между  тем  наличие  того  или  иного  структурного  элемента, 

контролирующего  формирование  месторождения,  определяет  и  воз-

можный тип залежей в месторождении. Более того, развитие того или 

иного  структурного  элемента  на  фоне  геологической  истории 

крупного  элемента  земной  коры  предопределяет  появление  того  или 

иного типа резервуара и специфику ловушек в нем.

 

Из  сказанного  выше  ясно,  что  группа  или  тип  месторождений 

предопределяет  и  тип  встречающихся  в  нем  залежей.  Следовательно, 

месторождение  надо  рассматривать  не  как  механическую  совокуп-

ность  залежей,  а  как  геологический  комплекс,  предопределяющий 

условия  формирования  самих  залежей.  Правильнее  залежь  рассма-

тривать  как  один  из  элементов  месторождения.  Определение  место-

рождения может быть предложено в следующей форме: п о д  м е-

 

 

                1. Классификация  месторождений   нефти   п  газа                                                  213

 

с т о р о ж д е н и е м н е ф т и  и (и л и) г а з а  с л е д у е т  пон и м а т ь  

у ч а с т о к  

з е м н о й  

к о р ы  

о п р е д е л е н н о г о  

г е о л о г и ч е с к о г о   с т р о е н и я ,   с о д е р ж а щ и й   в  с е б е  

з а л е ж и   н е ф т и   и  (или)  г а з а .   В  таком  определении  в  понятие 

месторождение  включается  не  только  сумма  залежей,  но  и  вся  толща 

пород, принимающая участие в строении месторождения. Учитываются 

не  только  резервуары,  но  и  разделяющие  их  толщи,  не  только 

коллекторы,  но  и  покрышки.  Вместе  с  тем  учитывается  в  целом  и 

строение данного участка, обусловленное геологической историей его 

образования.  Отсюда  вполне  естественно  должны  вытекать  и 

особенности  разведки  различных  нефтяных  и  (или)  газовых 

месторождений, а в дальнейшем и принципы их разработки.

 

Тектонический фактор имеет решающее значение для формирования 

месторождения.  Поэтому  он  прежде  всего  учитывается  при  создании 

классификационных  схем  месторождений  нефти  и  газа.  Подобная 

классификация  структурных  форм  газовых  и  газонефтяных  место-

рождении  была  предложена  И.  В.  Высоцким.  Однако  она  не  охваты-

вает  всех  структурных  форм  нефтяных  месторождений.  Более  полную 

классификацию  структурных  форм  нефтяных  месторождений  раз-

работал  Ю.  А.  Косыгин.  Мы  использовали  ее  при  определении  ха-

рактеристики основных подклассов месторождений.

 

Исходя  из  сделанного  выше  определения  месторождения,  следует 

считать их главными элементами структуру, характер залежей.

 

И.  О.  Брод  при  участии  автора  разработал  классификацию  неф-

тяных  месторождений,  в  которой  кроме  структурных  признаков 

учитывался и тип залежей.

 

Тектонические условия формирования того или иного структурного 

элемента,  контролирующего  образование  месторождения,  прежде  всего 

зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной 

коры  связано  формирование  этого  элемента.  В  качестве  основных 

геоструктурных  элементов  в  земной  коре  выделяют  геосинклинали  и 

платформы.  Особенности  развития  геосинклиналей  и  платформ 

предопределяют  характер  структурных  отложений  в  их  пределах. 

Поэтому  при  рассмотрении  структурных  форм,  с  которыми  могут 

быть  связаны  нефтяные  и  газовые  месторождения,  правомерно 

разделение  их  на  два  основных  класса:  геосинклинальные  (складча-

тые) и платформенные.

 

Переход  от  геосинклинали  к  платформе  осуществляется,  как 

правило,  через  предгорный  прогиб.  Предгорный  прогиб,  хотя  и  раз-

вивается в значительной своей части на теле платформы, является как 

бы переходным элементом между ней и геосинклиналью. Внешняя часть 

предгорного  прогиба  несет  на  себе  все  черты,  характерные  для 

платформы,  а  внутренняя  обладает  некоторыми  особенностями, 

присущими  геосинклинали.  Не  останавливаясь  на  подробной 

характеристике этих особенностей, отметим наличие

 

 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

214 

 

 

Гл. VIII. Месторождения   нефти   и   газа

 

 

в  центральной  и  внутренней  частях  прогиба  довольно  сильной  фаци-

альной  изменчивости  вкрест  простирания  и  развитие  складчатости, 

если  и  не  типично  геосинклинальной,  то  во  всяком  случае  значи-

тельно  отличающейся  от  платформенной.  Характерной  особенностью 

такой  складчатости  является  развитие  линейных  антиклинальных 

складок  иногда  с  очень  большой  амплитудой,  как  правило,  разделен-

ных пологими корытообразными синклиналями.

 

При  рассмотрении  географического  размещения  нефтяных  и  га-

зовых  месторождений  в  качестве  одной  из  особенностей  отмечалось 

отсутствие  их  в  горных  странах.  Геологически  это  выражается  в  от-

сутствии  или  очень  редкой  встречаемости  нефтяных  и  газовых  место-

рождений  в  центральных  частях  геосинклинальных  (складчатых) 

областей.  Тяготение  нефтяных  и  газовых  месторождений  к  краевым 

частям  горных  сооружений  геологически  выражается  в  расположе-

нии  месторождений  в  предгорных  прогибах  и  областях  погружения 

складчатых  систем.  Скопления  нефти  и  газа  редко  встречаются  в 

связи  с  такими  типично  геосинклинальными  породами,  как  флиш. 

Другие геосинклинальные породы, например яшмы, вообще никогда не 

содержат  скоплений  нефти  и  газа.  Таким  образом,  для  центральных 

частей 

геосинклинальных 

областей 

нефтяные 

и 

газовые 

месторождения нехарактерны.

 

Нефтяные  и  газовые  месторождения  широко  распространены  в 

предгорных  прогибах,  межгорных  впадинах  и  областях  погружения 

складчатых  систем.  Выделяя  два  основных  класса  нефтяных  место-

рождений,  связанных  с  платформенными  и  геосинклинальными 

областями,  надо  иметь  в  виду,  что  под  последними  в  данном  случае 

понимаются  не  собственно  геосинклинальные  области,  а  примыка-

ющие  к  ним (или заключенные  внутри  них) районы  с  относительно 

интенсивной  складчатостью.  Именно  в  таком  понимании  в  описыва-

емой  ниже  классификации  выделяются  два  основных  класса  нефтя-

ных месторождений:

 

I  класс  —  месторождения,  сформировавшиеся  в  складчатых  об-

ластях;

 

II  класс  —  месторождения,  сформировавшиеся  в  платформенных 

областях.

 

В I классе  выделяются две группы месторождений:  А  — группа 

месторождений, связанных с антиклинальными складками; Б — группа 

месторождений, связанных с моноклинальным залеганием слоев.

 

Во  II  классе  выделяются  четыре  группы  месторождений:  В  — 

месторождения,  связанные  с  куполовидными  и  брахиантиклиналь-

ными  поднятиями;  Г  —  месторождения  эрозионных  и  рифовых  мас-

сивов;  Д  —  месторождения  гомоклинали;  Е  —  месторождения  син-

клинальных прогибов.

 

В  основу  выделения  групп  месторождений  положен  также  тек-

тонический фактор, приводящий либо к образованию сходных струк-

 

 
 
 
 

                         § 1.   Классификация  месторождений   нефти   и газа                                             215

 

турных форм, либо обусловливающий появление зон стратиграфических 

несогласий 

или 

выклиниваний 

(как 

частных 

случаев 

стратиграфических  несогласий).  Каждая  выделенная  группа  месторо-

ждений  включает  в  себя  набор  типов  месторождений.  Типы 

месторождений  выделяются  по  геологической  характеристике  ло-

кальных участков земной коры, содержащих в себе залежи нефти и 

газа.

 

В  группы  объединяются  типы  месторождений  по  общим  сходным 

признакам.  Например,  все  месторождения,  приуроченные  к  различ-

ным  типам  анктиклинальных  складок  (общий  признак  антиклиналь), 

объединяются в одну группу. Соотношение между группами и типами 

нефтяных и  газовых  месторождений показано на  рис.  109.  Каждый 

тип месторождений включает  в себя  определенные группы залежей 
(табл. 46-50).

 

Таким образом, классификация  учитывает  не только структурный   

признак      основного      элемента,      определяющего      формирование 

месторождения,    но  и  регионально  тектоническое  положение  этого 

элемента   относительно   таких  структурных   единиц  земной  коры, 

как  платформы  и  геосинклинали.  Это,  безусловно,  одно  из  достоинств 

рассматриваемой   классификации.   Другим   достоинством   является 

отраженная  в ней связь залежей  с  месторождениями. В то же  время 

указанные  моменты  не  развиты  до  логического  завершения.  Прове-

денные  за  последние  годы  детальные  исследования  выявили  довольно 

сложное  тектоническое  строение  платформ.  Не  все  типы  структурных 

элементов,   контролирующих   формирование   нефтяных   и   газовых 

месторождений,  одинаково распространены на платформе.  Например, 

соляные купола встречаются в определенных областях — в обширных 

и  глубоко  прогнутых  краевых  частях  платформ.  Рифовые  массивы   

также      распространены      неравномерно      по      платформе,      но  их  

размещение имеет свои  закономерности.  Характер куполовидных и 

брахиантиклинальных  поднятий  в  различных  частях  платформы 

также  существенно  различен.  Встречаются  пологие  крупные  складки 

неопределенной  формы,  например  Ромашкинская,  приуроченная  к 

структуре  первого  порядка  —  Татарскому  своду;  Зеагли-

Дарвазинское  поднятие,  расположенное  в  центральной  части  Цен-

трально-Каракумского  свода;  Тарха-Кугультинское  поднятие,  при-

уроченное к Северо-Ставропольскому валу Ставропольского свода. Но 

распространены  и  брахиантиклинальные  поднятия  с  отчетливо 

выраженной   длинной   осью,    довольно    значительные   по высоте, 

например    Ярино-Каменноложское   на  Пермско-Багакирском  своде; 

Мухановское,    Дмитриевское,    Коханы-Михайловское   в   пределах 

Жигулевско-Оренбургского    свода;  Узеньское    и    Жетыбайское    под-

нятия  в  Ейско-Мангышлакской  впадине;   Газлинское  в  пределах 

Бухарской    ступени    Каракумской    платформы;    Усть-Балыкское и  

Западио-Сургутское   поднятия   в   пределах   Сургутского   свода, а 

также Мегионское, Соснинско-Советско-Медведицкое поднятия на

 

 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

216                                          Гл- VIII.  Месторождения   нефти   и   газа

 

5  1. Классификация  месторождений   нефти   п  газа 

217

 

Нижне-Вартовском   своде   Западной   Сибири   и  Средне-Вилюйское 

поднятие в   Вилюйской  впадине.

 

В схеме не учитывается вся сложность строения складчатых областей, 

примыкающих к геосинклинали. Не отражено специфическое строение 

структурных  элементов  межгорных  впадин.  Таким  образом,  в 

классификационной схеме не учитываются сложность взаимоотношения 

тектонических 

структур 

различного 

порядка 

и 

их 

взаимообусловленность.

 

Авторы  схемы  лишь  классифицируют  факты  возможного  распро-

странения того или иного типа залежей в связи с той или иной группой 

месторождений.

 

Проведенные в последние годы исследования позволили установить 

целый  ряд  закономерностей  в  распространении  залежей  и 

месторождений нефти и газа в земной коре. Выявленные закономерности 

позволяют  более  полно  характеризовать  залежи  и  месторождения 

нефти  и  газа  в  зависимости  от  геологической  обстановки  их 

существования.  Эта  обстановка  определяется  не  только  условиями 

геологического  развития  таких  крупных  структурных  элементов 

земной  коры,  как  платформы  и  складчатые  области,  но  и  осо-

бенностями  строения  их  отдельных  частей.  В  рассматриваемой  выше 

классификации  наблюдается  разрыв  между  крупными  тектоническими 

элементами  первого  порядка  (платформы,  складчатые  области)  и 

локальными  элементами,  контролирующими  непосредственно  об-

разование месторождений нефти и газа. Сделано много попыток ввести в 

классификацию  категорий  скоплений  нефти  и  газа  более  дробные 

тектонические элементы (Н. Ю. Успенская, А. А. Баки-ров, И. О. Брод 

и  многие  другие).  При  этом  выделялись  зоны  нефте-газонакопления, 

нефтегазоносные бассейны или их части, провинции, области и районы 

и т. д. Не вдаваясь в дискуссию о наиболее правильном наименовании 

выделяемых  категорий,  следует  отметить,  что  внесение  в  описанную 

выше 

классификацию 

нефтяных 

и 

газовых 

месторождений 

дополнительных градаций по более дробным тектоническим элементам 

должно 

устранить 

некоторые 

недостатки, 

присущие 

этой 

классификации.

 

Существенным  недостатком  рассмотренной  классификации  является 

то  обстоятельство,  что  в  ней  не  отражены  качество  и  количество 

нефти  и  газа  в  залежах  и  в  месторождениях  в  целом.  В  этом 

отношении  представляет  интерес  классификационная  схема,  пред-

ложенная В. Г. Васильевым, Н. С. Ерофеевым и др. (1966).

 

Эти  авторы  предлагают  многопластовые  месторождения  нефти  и 

газа  подразделять  с  позиций  фазового  состояния  углеводородов  на 

несколько  групп,  названия  которых  отражали  бы  не  все,  а  наиболее 

характерные  для  данного  месторождения  типы  залежей  (табл.  41). 

Определяющим условием для отнесения месторождения к первым двум 

группам  является  преобладание  суммарных  запасов  газа  над 

геологическими запасами нефти или наоборот. Полную

 

 

-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  25  26  27  28   ..