Характеристика гигантских месторождений нефти и газа

При этом необходимо отметить, что повышенное и высокое содержание ОВ в рассеянной и концентрированной (КОВ) формах в осадочных толщах - необходимый (при Сорг  не менее 0,4-0,5 %) и благоприятствующий (чем больше, тем лучше), но не единственный фактор для формирования гигантских месторождений УВ. В терригенных дельтовых толщах содержание РОВ даже в глинах редко  превышает 0,9-1,0 % (при  отсутствии КОВ),  но  огромные  суммарные массы ОВ  обуславливают генерацию очень  значительных объемов УВ и формирование крупных и крупнейших месторождений с залежами и газа, и нефти, и смешанного типа, однако супергигантские месторождения (геологические  запасы  более 1,0 млрд  тут) формируются  крайне  редко, но  уже по  другим (аккумуляционно-консервационным) причинам (дельты рек Нигер, Махакам, Пра-Амур и др.).

В таблице 2.2.3. показаны важнейшие  критерии формирования  газовых  и  нефтяных месторождений-гигантов, предложенные Скоробогатовым В.А.  В  дальнейшем  на  примере  Западно-Сибирского мегабассейна были проанализированы причины и условия гигантского и уникального газонакопления в терригенных сероцветных толщах (в рамках всей онтогенетической цепи событий и явлений ГЭМАК = Эв - Рм - Рч.,к).[12, с. 92]

Онтогенез газа и масштабное газонакопление в недрах определяются: наличием мощного источника генерации, коллектора (в природных резервуарах), ловушки, надежной покрышки.

Таблица 2.2.3.

Важнейшие критерии формирования крупнейших и гигантских месторождений газа и нефти в терригенных толщах[12, с.92]

Критерии крупномасштабного газонакопления	Критерии крупномасштабного нефтенакопления
Повышенное содержание РОВ и особенно КОВ (углей и сильно углистых глин) преимущественно гумусового типа фюзинит-витринитового состава, преобразованного до градаций катагенеза ПК2 -- МК2 (Rо 0,45-0,85 %)	Повышенное (в морских и дельтовых терригенных толщах) и высокое (в континентальных озерных) содержание РОВ сапропелевого и лейптинито-сапропелевого типа (соответственно > 1 и > 2 %), преобразованного до градаций катагенеза ПК3 - - МК2 – переходной к МК3 (R° 0,45-1,00 %)
Весьма значительный генерационно-аккумуляционный (газосборный) объем пород, обладающих высокими миграционно-аккумуляционными свойствами (максимальной песчанистостью и литологической однородностью разреза, проницаемостью и пористостью коллекторов) и питающих газообразными УВ формирующиеся скопления	Оптимальное для нефти эмиграционно-миграционное соотношение мощностей выдержанных в пространстве (коэффициент коррелируемости 0,8-0,9) пар пластов коллектор - покрышка единичной мощностью от 10 до 20-30 м (соответственно миграционные и эмиграционные условия) в морских толщах, повышенная глинистость (до 70-80 %) – в континентальных озерных формациях
Наличие больших по площади и амплитуде локальных структур, объединенных в положительные структуры I и II порядков (валы, куполовидные поднятия, мегавалы и своды) или крупных ловушек иного генезиса (вне локальных структур), удаленных от окраин седиментационного мегабассейна на значительные расстояния	Значительная величина АГАО пород в пределах структурно-литологического влияния крупных по полезной емкости ловушек, приуроченных к осевым зонам сводов и мегавалов
Развитие в разрезе мощных сравнительно слабоуплотненных глинистых или эвапоритовых флюидоупоров, не нарушенных в пределах локальных структур высоко- и среднеамплитудными дизъюнктивами	Наличие мало- и среднеамплитудных по отношению к региональным покрышкам полупроводящих разломов в континентальных толщах, высокая площадная и объемная нарушенность морских толщ (карбонаты)
Относительно молодой возраст образовавшихся газовых скоплений	Любой возраст, но наиболее благоприятный – относительно древний (начало эпохи нефтенакопления)

 

 

 

2.3. Онтогенетические причины формирования газовых гигантов на примере Западно-Сибирской мегапровинци

 

Анализ общемировых закономерностей формирования гигантских месторождений газа применительно к Западно-Сибирской мегапровинции приводит к выводу, что уникальная (в планетарном масштабе) газоносность альб-сеноманского и верхней части неокомаптского комплексов северных районов Западной Сибири обусловлена следующими генетическими причинами:

- развитием в разрезе  значительной по мощности угленосной/субугленосной толщи верхнего валанжина сеномана с высоким содержанием рассеянного (Сорг), полуконцентрированного (сланцы) и концентрированного (угли) ОВ преимущественно гумусового типа, находящегося в оптимальном для мощного газообразования диапазоне катагенеза (R° 0,40-0,75 %);[12, с. 112]

- высокой песчанистостью (55- 75 % от мощности толщи) и отсутствием в нижнемеловом разрезе большинства районов Севера провинции мощных, достаточно протяженных глинистых экранов (кстати, это обстоятельство помешало масштабной аккумуляции УВ в средних горизонтах покурской  свиты  в интервале баррема -  альба Надым-Пур-Тазовского района,  так как практически весь газ ушел в сеноманскую толщу, где в зависимости от локально-тектонических причин скопился или рассеялся);

- формированием  в позднемеловое -  кайнозойское  время  крупных по  размерам и  эффективной емкости структурных ловушек в виде валообразных и куполовидных поднятий с очень высоким аккумуляционным потенциалом в сеномане (повсеместно на севере Западной Сибири) и в апте (на Ямале);

- наличием мощной (500-900 м) турон-олигоценовой региональной глинисто-кремнистой покрышки, в целом слабо нарушенной разломами в пределах большинства газосборных поднятий;

- благоприятной гидродинамической обстановкой во внутренних областях провинции;

- новейшим временем (неоген) окончательного формирования газовых скоплений (вместе с тем процессы ремиграции и частичного разрушения залежей продолжаются и до настоящего времени).[12, с. 114]

Геологические (первичные) и генетические (вторичные) причины формирования и эволюционной сохранности гигантских газосодержащих месторождений:

1. Значительный генерационно-аккумуляционный (газосборный) объем пород автономных структурно-литологических комплексов.

2. Повышенное  содержание  РОВ  и КОВ (угли,  углистые  сланцы)  гумусового  и  лейптинито-гумусового  типа  в  терригенных  континентальных  угленосных  и  дельтовых  толщах,  находящихся в умеренных  термоглубинных и катагенетических условиях (соответственно до 3,5-4,0 км, до 100-110  оС, R° 0,35-1,00 %), и наоборот, повышенное  содержание  гумусово-лейптинитового,  сапропелевого  и  гумусово-сапропелевого ОВ  терригенных  озерных  и  особенно морских  карбонатных толщ, но находящегося в жестких термобарокатагенетических условиях (R° 1,10-1,80-2,00 %), приводят в конечном итоге к значительным масштабам первичного (в континентальных и дельтовых толщах) и вторичного (в морских и озерных толщах), термодеструкционного газообразования.

3. Наличие крупных, как  правило, антиклинальных ловушек (валов, мегавалов, куполовидных поднятий) простого строения, в объеме которых  газонасыщенные терригенные и карбонатные природные резервуары значительной мощности перекрыты достаточно мощными (более 100 м) глинистыми или соленосными покрышками, не нарушенными или слабо нарушенными разломами (в контуре ловушек при соотношении амплитуды разлома и мощности покрышки менее 0,3-0,2).

4. Спокойное тектоно-динамическое  развитие газоносных зон и  областей в течение длительных  периодов времени без существенных  инверсий тектонического режима (отсутствие или недеструктивное влияние новейших «революционных ситуаций в недрах»).[12, с. 119]

Для газонакопления необходимы в первую очередь ловушка и покрышка, для нефти – эффективная материнская порода и резервуар, которые онтогенетически связаны эмиграцией жидких ОПС (битумоидов). Для газовых гигантов, залегающих в терригенных коллекторах, наиболее характерны глинистые покрышки, в карбонатных – соленосные. Исключения весьма редки: «мертвый» красный лежень (песчаники) под солью цехштейна, нижняя пермь, на месторождениях юга Североморской провинции.

Можно сформулировать принцип уникального газонакопления в геоморфологическом отношении  к  современным  областям  суши и моря. В нефтегазоносных  бассейнах платформенного  типа самые  крупные  месторождения  газа  располагаются  на  суше,  а  в  складчато-геосинклинальных (современно-подвижных) - на  прилегающем шельфе (Уренгой, Гронинген, Панхендл  и Лунское, Натуна и др.). В тектонодинамическом плане в современных межгорных нефтегазоносных бассейнах, небольших по площади, но разных по объему осадочного выполнения, формируются и сохраняются, как правило, нефтяные гиганты (Лос-Анджелес, Маракаибо и др.).

Для формирования нефтяных гигантов широкомасштабная субвертикальная внутрикомплексная и тем более межкомплексная миграция УВ не характерна, а для формирования газовых гигантов она часто является необходимым условием.

Для нефтяных гигантов наиболее типичны глинистые и алевро-глинистые покрышки, для газовых – соленосные и терригенные.

В заключение сделаем выводы по проблеме формирования гигантских месторождений различного фазового состояния, в том числе в масштабах осадочных нефтегазоносных бассейнов.

I. Мировой опыт показывает, что в определенных условиях  достаточно развитие в разрезе одного, максимум двух доминант-комплексов даже сравнительно небольшой мощности, обогащенных ОВ сапропелевого, лейптинито-сапропелевого или гумусово-сапропелевого типа с содержанием Сорг от 6-7 до 10-12 % для того, чтобы образовались крупнейшие и гигантские по запасам и ресурсам нефтесодержащие месторождения, области и провинции. Для газовых гигантов недостаточно развитие только 1-2 (3-5 и более) газоматеринских горизонтов (в том числе углей) сколь угодно большой мощности. Для крупномасштабного газонакопления очень важен значительный генерационно-аккумуляционный объем транзитных, пропускающих пород, а также надежная изолированность гео  флюидальной системы.

Большинство нефтегазоносных бассейнов мира имеют сравнительно узкий стратиграфический диапазон промышленной нефтегазоносности, ограниченный обычно 1-2 системами, отделами, часто  даже  несколькими  ярусами  пород. Например,  в  Волго-Уральской НГП  это  преимущественно девон-карбон, в Западно-Сибирской мегапровинции это юра + мел и т.д. Только Арабо-Персидский мегабассейн имеет максимально полный стратиграфический разрез и, как следствие, широкий диапазон продуктивности - от кембрия до миоцена. Главным образом по этой причине здесь и сформировалось большое число гигантских и уникальных месторождений нефти (юра - мел), газа (пермь - триас) и смешанного типа (кайнозой иранской части мегапровинции).

 

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

 

Подведем итоги исследования согласно поставленным задачам в данной курсовой работе:

Совокупность залежей нефти и газа, сконцентрированных в недрах на одной и той же территории и подчиненных в процессе образования одной тектонической структуре называется нефтяным (газовым) месторождением.

Обычно залежь нефти (газа) бывает приурочена к определенной тектонической структуре, под которой понимают форму залегания пород.

Геологические нарушения оказывают большое влияние на распределение нефти (газа) в недрах Земли - в одних случаях они способствуют ее скоплению, в других наоборот, могут быть путями обводнения нефтегазонасыщенных пластов или выхода на поверхность нефти и газа.

Большинство зарубежных нефтяных гигантов (29 из 44) находится в странах Ближнего и Среднего Востока. В них сосредоточено около 50 млрд. т доказанных запасов нефти. По остальным регионам распределение нефтяных «монстров» следующее: Америка - 7 (9,2 млрд. т), Африка - 6 (4,6 млрд. т), Азия и Океания - 1 (0,5 млрд. т), Западная Европа -1(1 млрд. т).

Самым крупным газовым месторождением мира является Ямбургское в России. Несколько уступают ему российское Уренгойское и алжирское Хасси Р'Мейль. Далее в порядке убывания запасов следуют месторождения Панхендл (США), Оренбургское (Россия), Слохтерен (Нидерланды), Медвежье (Россия), Пазанун (Иран).

Преобладающая часть газовых гигантов концентрируется на территории бывшего СССР.(11 из 22) В них сосредоточено около 12 трлн. м3. В остальных регионах распределение газовых месторождений-гигантов следующее: Америка - 3 (2,7 трлн. м:|), Западная Европа - 3 (2,3 трлн. м3), Азия и Океания, а также Ближний и Средний Восток - 3 (около 2 трлн. м3).

По геологическим условиям размещения нефтяных и газовых гигантов за рубежом, можно сделать очень важный вывод: в большинстве случаев гиганты тяготеют к областям устойчивого прогибания, заполненным мощными осадочными толщами преимущественно морского происхождения.

Для формирования газовых залежей в карбонатных толщах необходимо несколько иное сочетание благоприятных факторов, а именно: повышение роли генерационных и эмиграционных условий и снижение роли эволюционных.

При формировании вторичных газовых и газоконденсатных систем абсолютно необходима широкомасштабная, преимущественно вертикальная, вторичная миграция позднемезо-катагенетического и  апокатагенетического  газов; пространственно-временная сопряженность газоматеринских толщ, обогащенных высокопреобразованной сапропелевой органикой, и вышележащих карбонатных коллекторских толщ, перекрытых (лучше всего) мощными соленосными экранирующими толщами.

Для образования нефтяной залежи необходимы следующие условия:

- Наличие  пласта- коллектора.

- Наличие над ним  и под ним непроницаемых  пластов (подошва и кровля пласта) для ограничения движения жидкости. Совокупность этих условий называется нефтяной ловушкой.

Онтогенез газа и масштабное газонакопление в недрах определяются: наличием мощного источника генерации, коллектора (в природных резервуарах), ловушки, надежной покрышки.

 

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

 

1. Брод И.О., Еременко Н.А. Основы геологии нефти и газа. – М.: Гостоптехиздат, 2009. – 206 с.
2. Бурлин Ю.К., Конюхов А.И., Карнюшина Е.Е. Литология нефтегазоносных толщ. – М.: Недра, 2010. – 213 с.
3. Вассоевич Н.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и происхождение нефти. – М.: Наука, 2012. -342 с.
4. Волков В.Н. Основы геологии горючих ископаемых. – С.-Пб.: Изд-во Санкт- Петербургского университета, 2010. -217 с.
5. Гришин Ф.А., Промышленная оценка месторождений нефти и газа. М.: Мир, 2011. – 178 с.
6. Дюнин В.И. Гидрогиодинамика глубоких горизонтов нефтегазоносных бассейнов, - М.:Научный мир, 2011.- 471 с.
7. История нефти в осадочных бассейнах./ Под ред. Высоцкого И.В. – М.: Интерпринт, 2011- 321 с.
8. Калинко М.К., Тайны образования нефти и горючих газов– М.: Мир, 2008.- 180 с.
9. Михайлов А.Е. Структурная геология и геологическое картирование.– М.: Недра, 2008.- 167 с.
10. Основы геологии горючих ископаемых./ Под ред. И.В.Высоцкого.– М.: Недра, 2007. – 185 с.
11. Соколов Б.А. Эволюция и нефтегазоносность осадочных бассейнов. – М.: Наука, 2011.- 291 с.
12. Скоробогатов В.А., Силантьев Ю.Б. Гигантские газосодержащие месторождения мира: закономерности размещения, условия формирования, запасы, перспективы новых открытий –М.:Газпром ВНИИГАЗ, 2014- 116 с.
13. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. – М.: Мир, 2011. – 178 с.
14. Устьянцев В. Механизм формирования структуры системы Земли. Условия локализации и формирования крупных и гигантских месторождений полезных ископаемых различных типов. – М.: Наука нефти и газа, 2012 г.  - 364 с.
15. Хелбути М. Геохимия и геология нефти и газа. – М.: Мир, 2008.- 180 с.