Геология нефти и газа

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования САХАЛИНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ Технический нефтегазовый институт Кафедра геологии и нефтегазового дела ГЕОЛОГИЯ НЕФТИ И ГАЗА КУРС ЛЕКЦИЙ К.Т.Н., ДОЦЕНТ ВЕРХОТУРОВ АЛЕКСЕЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ НЕФТЕГАЗОВЫЙ ПОТЕНЦИАЛ РОССИИ Россия занимает ведущее положение в мире по всем основным показателям нефтегазовой промышленности. К настоящему времени Госбаланс углеводородного сырья в России имеет следующую структуру:  всего - 2508 месторождений, в т.ч. -  28% - мелкие и средние (до 30 млн. т);  41% - крупные (30-300 млн. т);  31% - уникальные (св. 300 млн. т); Из них: 1710 - нефтяные, 217 - газонефтяные, 238 - газовые, 135 - газоконденсатные, 208 - нефтегазоконденсатные. В разработке находятся 1137 нефтяных и нефтегазовых месторождений. Запасы конденсата учитываются на 327 газоконденсатных месторождениях и составляют 2 млрд. т. Основные запасы конденсата сосредоточены в Ямало-Ненецком АО (60%) и Астраханской области (21%). Доля запасов конденсата распределенного фонда составляет 90 %. По разведанным запасам газа Россия занимает первое место в мире (около 45% мировых запасов) и обеспечивает до 30% его мировой добычи. В России открыты и разведаны более 800 месторождений газа, из которых более 300 вовлечены в разработку. Разведанные запасы газа учтены в 23-х субъектах Российской Федерации, 77,8% разведанных запасов газа сосредоточено в Западной Сибири: Ямало-Ненецком, ХантыМансийском АО, в Томской области. Нефтяные и газовые месторождения России Добыча газа в 2 раза дешевле добычи нефти и в 10-15 раз дешевле добычи угля. На территории России сосредоточено около одной трети разведанных мировых запасов 2 природного газа, и Россия занимает первое место по разведанным запасам (27%) из них на европейскую часть приходится 11,6%, а на восточные районы — 84,4%, на шельф внутренних морей — 0,5%. По добыче газа Россия занимает 2 место (18,8%). На экспорт отправляется более 1/3 российского газа. В последние годы в связи с падением цен на углеводородное сырье проблемы нефтегазового комплекса России обострились. С.Е. Донской – министр природных ресурсов России, («ХХI Губкинские чтения, г. Москва)», указывает, что главные проблемы, это: - ухудшение качества и усложнение структуры минерально-сырьевой базы, - недостаточные кадровые ресурсы отрасли, - отсутствие современных отечественных технологий разработки, - снижение бюджетного финансирования геологоразведки, - санкции со стороны западных стран и, в целом сложной внешнеполитической обстановки, - неблагоприятная конъюнктура на рынке сырья. Для преодоления проблем предлагается три направления деятельности: 1. Обеспечение прироста запасов и поддержание уровня добычи углеводородного сырья в обустроенных регионах. В настоящее время 10% месторождений нефти и газа дают 90% добычи. Особое внимание необходимо уделить увеличению коэффициента извлечения. Увеличение КИН на 1% приводит к увеличению запасов нефти на 1,3 млрд т, давая 30–60 млн т дополнительной добычи ежегодно. 2. Освоение ресурсов новых районов в Западной и Восточной Сибири, на континентальном шельфе. 3. Развитие минерально-сырьевой базы нетрадиционных и трудноизвлекаемых источников углеводородного сырья. 3 ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СТРОЕНИЯ И ФОРМИРОВАНИЯ ЗЕМЛИ Диаметр Земли – около 12741 км, самая глубокая скважина – 12262 м – в тысячу раз меньше. Поэтому у нас очень мало прямых сведений о недрах. В основном – это модели. Cведения о строении Земли получены, главным образом, по сейсмическим данным, анализу состава метеоритов, измерениям плотности Земли и отдельных ее частей (гравитационные измерения) и теоретическим моделям. Считается, что Земля состоит из оболочек – геосфер, разделенных границами с более или менее резкими изменениями их физических свойств. В основном – это изменения скорости прохождения сквозь Землю упругих волн. Сейчас таких геосфер выделяется более десятка, но самые резкие границы разделяют ядро, мантию и земную кору. Свойства геосфер меняются с глубиной. Внутреннее строение Земли Именно на границах ядра, мантии и земной коры происходят, в основном, процессы, обуславливающие геологическую "жизнь" Земли. 4 Схематический разрез Земли по экватору. По Никишину 2002 с изменениями, упрощениями и дополнениями. Стрелками показаны отдельные ветви конвекционных ячей. Пропорции искажены. Считается, что в слое D’’ растворяются погрузившиеся в результате субдукции в мантию пластины океанской литосферы (слэбы), а по соседству с ними зарождаются мощные восходящие струи разогретой и обогащенной легкими литофильными элементами мантии - мантийные плюмы. В верхней части мантии расположены очаги расплавленных пород (первичного магматизма), - астеносфера. Фрагменты астеносферы фиксируются, главным образом, под островными дугами, в таких районах как Япония, в срединно-океанических хребтах. Под древними платформами астеносфера наблюдается в виде отдельных линз. Сверху залегает земная кора вместе с надастеносферной мантией и астеносферой, образуя литосферу (каменную сферу), разбитую на отдельные литосферные плиты. Земная кора – имеет различное строение под океанами и континентами. 5 Строение Земной коры и еѐ главные элементы (по В.Е.Хаину) Под океанами, где толщина земной коры едва достигает 10 км, выделяется 2 слоя – «базальтовый», сходный по сейсмическим свойствам с базальтами, и маломощный осадочный. Под континентами и шельфом, земная кора имеет толщину 15-20 км, и увеличивается до 75 км под горными сооружениями. В ней выделяется 3 слоя «базальтовый», «гранитный», «осадочный». Граница между гранитным и базальтовым слоем называется границей Конрада, а между земной корой и мантией – границей Мохоровичича (Мохо) – по имени ученого, выделившего их. Все известные месторождения нефти и газа расположены на континентах. За отдельными исключениями они связаны с породами осадочного слоя. Осадочный слой – верхний слой земной коры, сложенный осадочными и, в меньшей степени, метаморфическими и магматическими горными породами. Иногда этот слой прерывается, иногда он достигает мощности в несколько километров. Этапы развития Земли Мы лишь догадываемся о том, какой была Земля в первоначальные периоды своего существования. Чем ближе к нашему времени, тем более достоверны наши сведения о ней. Для изучения истории Земли геологи пользуются, в основном, естественно – историческим, биостратиграфическим и радиоактивным методами. 6 Применяя эти методы, геологи восстановили историю развития Земли. Основные вехи истории Земли Кроме рассмотренных оболочек Земля обладает гидросферой, атмосферой и биосферой. Сейчас на ней активно формируется техносфера (ноосфера). Взаимодействие их порождает большинство геологических процессов. 7 ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ И ИСТОЧНИКИ ИХ ЭНЕРГИИ Земля, как планета еще не завершила своего развития. В ее недрах идет гравитационная дифференциация вещества, в результате чего легкие элементы поднимаются, тяжелые – опускаются. Продолжается радиоактивный распад элементов, в результате которого Земля разогревается, а выделяющееся тепло по конвекционным ячеям поступает к ее поверхности, давая энергию для эндогенных геологических процессов. Выделяющееся в мантии тепло по конвекционным ячеям поступает к поверхности Земли, давая энергию для эндогенных геологических процессов (по В.П. Гаврилову) В результате земная кора и рельеф дифференцируются – возникают горы, впадины, континентальная и океаническая земная кора. Если восходящая конвекционная ячея оказывается над континентальной земной корой - территория воздымается, и если процесс продолжается, земная кора разрывается, и центральная часть часто проседает. Получаются структуры, подобные озеру Байкал или системе Центральноафриканских рифтов. Если процесс не затухает, то возникают структуры, подобные Красному морю и, в конце концов, получается система, подобная Атлантическому океану. В образовавшейся разлом – раздвиг поступают расплавы базальтов, и застывают, превращаясь в горные породы, наращивая океаническую земную кору. Так как размер Земли неизменен и если где-то земная кора наращивается, где-то она должна уничтожаться. Это происходит в зонах субдукции и зонах конвергенции, где литосферные плиты пододвигаются одна под другую (Курилы, Камчатка и др.) Земная кора на конвергентных 8 границах утолщается, вещество океанической смешивается с веществом континентальной, горные породы сминаются в складки, происходят землетрясения и извергаются вулканы. Кенийский рифт – южная ветвь Восточно-Африканской системы рифтов Над нисходящей ветвью конвенционной ячеи, оказавшейся под континентом, развиваются устойчивые внутриконтинентальные погружения, на которые сносятся продукты разрушения окрестных поднятий и в результате образуются бассейны осадконакопления. Западно-Сибирский осадочный бассейн (Западно-Сибирская равнина) 9 В результате земная кора и рельеф дифференцируются – возникают горы, впадины, континентальная и океаническая земная кора. Им противостоят экзогенные процессы – эрозия, денудация и аккумуляция, в результате чего разрушаются поднятия рельефа и засыпаются впадины. Геологические процессы питаются от двух главных источников энергии – экзогенных – внешних, обусловленных, главным образом, энергией Солнца и гравитацией, и эндогенных – внутренних, обусловленных внутренними процессами в Земле. Солнце основной источник энергии на Земле. За счет еѐ неравномерного поступления на разные широты происходят атмосферные явления - ветер, течение рек, рост и таяние ледников. Благодаря энергии Солнца развивается животный и растительный мир, продуцирующие накопление горючих ископаемых, существует человек. Экзогенные процессы протекают в приповерхностных частях Земли. Их деятельность направлена, преимущественно, на разрушение поднятий рельефа, перенос разрушенного вещества в пониженные участки и их заполнение (аккумуляцию, седиментацию). За счет энергии Солнца протекает фотосинтез, позволяющий переводить окисную форму углерода (СО2) в закисную, в органическое вещество и углеводороды. Затем это вещество преобразуется в горючие полезные ископаемые. 10 11 Экзогенные процессы а – речная эрозия, б – ветровая эрозия , в – гравитация (осыпи и обвалы), г - ледники Эндогенные процессы протекают в недрах Земли и вызывают землетрясения, извержения вулканов, переплавление и химическое изменение горных пород под действием высоких давлений и температур. В результате преобразуются (метаморфизуются) старые и образуются новые горные породы, нарушается их первоначальное залегание. В этом случае перемещение геологических тел может происходить и против силы тяжести. 12 13 Эндогенные процессы а – извержения вулканов, б - последствия землетрясения, в – разлом (водопад Виктория), г – небольшая складка В горных породах образуются разрывы. С эндогенными процессами связано возникновение материков, океанических впадин и горных систем. Эндогенные процессы обусловлены напряжениями в теле Земли, образованными в результате гравитационной дифференциации, и радиоактивного разогрева вещества Земли. Основная доля эндогенной энергии проявляется в форме конвекционных потоков, преобразованных в механическую энергию, порождают движения материков и воздымание гор. В меньшем масштабе процессы одноразовой конвекции возникают и в осадочной оболочке. Так образуются соляные, грязевые, гранитные диапиры - структуры, образованные «протыканием» вышележащих пород нижележащими. Получившиеся геологические образования называются диапиры, а само явление – диапиризм. С ними часто бывают связаны месторождения нефти и газа. На образование структур оказывают локальное влияние и процессы, связанные с преобразованием пластов в процессе их существования - доломитизация, уплотнение и др. Проявления тектонических движений земной коры запечатлены в составе и толщине горных пород и в их отсутствии – перерывах и несогласиях, в складках и разрывах. 14 Тектонические процессы порождают тектонические движения. Тектонические движения – это перемещения вещества в земной коре под действием преимущественно эндогенных сил. Они имеют как горизонтальную, так и вертикальную составляющие. Вертикальные движения приводят к выгибанию (относительному поднятию) и прогибанию (погружению) литосферы. В истории Земли на одной и той же территории поднятия (и размыв) сменяются погружениями (и осадконакоплением), и наоборот. Медленные, колебательные эпейрогенические (рождающие континенты) движения захватывают обширные пространства. Относительно быстрые орогенические - (рождающие горы) - до 5 см/год – затрагивают сравнительно узкие зоны. Горизонтальные движения, затрагивающие обширные территории приводят к дрейфу континентов, смятию слоев в складки, воздыманию хребтов. Движения, которые происходили в последние 2 млн. лет сформировали основные формы современного рельефа. Их называют новейшими, или неотектоническими, а науку их изучающую – неотектоникой. а 15 б Неотектонический уступ а - аэрофотосимок, б – схема дешифрирования 1, 2, 3 – породы различного состава знаком + помечены относительно воздымающиеся блоки, – относительно погружающиеся блоки Современными, или тектонически активными называются движения, происходящие в настоящее, или происходившие в историческое время. Выявляются по геодезическим данным, и другим инструментальным измерениям, путѐм сравнения старых и новых карт, аэроснимков разных лет, по историческим и археологическим материалам. Скорости вертикальной составляющей современных тектонических движений достигают 5—15 мм/год (для вертикальных составляющих) и 10—30 мм/год (для горизонтальных). В сейсмических и вулканических областях скорости современных тектонических движений в периоды активизации возрастают во много раз. 16 ГОРНЫЕ ПОРОДЫ Земная кора состоит из горных пород - устойчивых парагенетических ассоциаций минералов, возникающих в результате геологических процессов и образующих самостоятельные тела в земной коре. Составные части горных пород - минералы - это природные химические соединения, или элементы. Природный газ – метан можно считать газообразным минералом, а нефть – жидкой горной породой, сложенной разнообразными минералами - углеводородами. По генезису (происхождению) выделяются магматические, осадочные и метаморфические горные породы. Подавляющее число известных месторождений нефти и газа заключено в осадочных горных породах. Образование горных пород Вещество земной коры попадает в неѐ, главным образом из мантии, здесь оно обогащается кислородом. В результате действия экзогенных процессов горы разрушаются, продукты разрушения сносятся вниз и отлагаются в виде осадка, а затем в процессе прогибания территории либо вновь затягивается в мантию, либо продолжает участвовать в циклах преобразования горных пород внутри земной коры под действием экзогенных и эндогенных сил. Круговорот вещества в земной коре 17 Выветривание и денудация Выветривание (от weathere; – атмосфера) — совокупность процессов физического и химического разрушения горных пород и слагающих их минералов на месте их залегания: под воздействием колебаний температуры, циклов замерзания и химического воздействия воды, атмосферных газов и организмов. Выветривание происходит за счѐт совокупного воздействия на поверхность Земли из гидросферы, атмосферы и биосферы. В результате образуются кора выветривания и продукты выветривания. Выветривание может проникать на глубину до 500 метров. Продукты выветривания - это щебень, дресва, песчаные и глинистые фракции. Денудация (от лат. denudatio — обнажение) это снос и перенос (водой, ветром, льдом) под непосредственным действием силы тяжести продуктов разрушения горных пород в пониженные участки земной поверхности, где происходит их накопление. Обычно денудация сопровождается эрозией - (от лат. еrosio — разъедание) — разрушение горных пород и почв поверхностными водными потоками и ветром, включающее в себя отрыв и вынос обломков материала и сопровождающееся их отложением. Иногда под эрозией понимают любую разрушительную деятельность геологических сил, таких, как морской прибой, ледники, гравитация. Темпы и характер денудации и эрозии зависят от тектонических движений. При преобладании процессов разрушения и денудации над эффектом тектонического поднятия происходит постепенное снижение абсолютных и относительных высот и общее сглаживание рельефа. В результате длительного преобладания процессов денудации целые горные страны могут быть полностью разрушены и превращены в волнистые денудационные равнины (пенеплены). Осадочные горные породы образуются при разрушении любых других пород (денудация), перемещении их частиц в виде механических взвесей различной крупности, или в виде раствора (транспортировка), и отложении (седиментации), или осаждении из раствора. Обычно, чем крупнее частицы, тем ближе к области разрушения они откладываются. Впрочем, тут имеются многочисленные исключения. При выветривании происходит разделение (дифференциация) вещества. Из зоны выветривания в атмосферу выносится сера, в растворах уходят калий, натрий и кальций, выносятся в растворах и коллоидах алюминий и железо, устойчивее всех двуокись кремния, которая в форме кварца разрушается механически и в обломках переносится текучими водами. 18 Принципиальная схема образования и распределения отложений разного генезиса (по А.М. Никишину) При выветривании проходят: 1) механическое разрушение горных пород; 2) химическое разрушение горных пород и образование веществ с разной подвижностью, вплоть до истинных растворов; 3) образование новых минералов с неплотной упаковкой; глобальное значение имеет образование глин и полевых шпатов; 4) в зоне выветривания заметная дифференциация вещества приводит к образованию разнообразных осадочных пород и полезных ископаемых. Транспортировка (перенос) В процессе транспортировки частицы измельчаются, окатываются, сортируются. Перенос по поверхности Земли вещества, ставшего подвижным в результате выветривания, происходит во всех трех фазах - твердой, жидкой и газообразной. Во взвеси переносятся глинистые частицы, алеврит и, в быстрых потоках, мелкий песок. Волочением по дну переносится песок, а в быстрых потоках – гравий и галька. Валуны (более 10 см диаметром) переносятся горными реками, временными потоками или селями. Они же составляют основную массу материала, переносимого ледником. Седиментация, диагенез Седиментация это осаждение вещества. Практически почти все древние сохранившиеся породы, кроме кор выветривания, образовались ниже уровня воды. В зависимости от того, в какой форме это вещество переносилось и какими агентами оно осаждается, образуются обломочные, глинистые, хемогенные или биогенные породы. 19 Происходит механическая дифференциация – разделение обломочного материала по массе и тяжести благодаря разной скорости переноса их различными потоками и разной скорости его оседания в бассейне. В результате происходит неравномерное распределение обломочного материала по дну бассейна. В предгорьях или в устье горных рек остается грубообломочный материал - валуны и гальки, в прибрежной зоне - гравий, подальше от берега - песок, распространяющийся на большие площади. Еще дальше простирается область осаждения мелкого алеврита, нередко осаждающегося вместе с глиной. Химическая дифференциация - это разделение вещества, приносимого в бассейн в растворах или коллоидах. В открытых морях и в изолированных бассейнах, расположенных в гумидном климате, осаждаются минералы железа и марганца, меняющие валентность, и далее двуокись кремния (SiO2) (в холодных бассейнах в виде опала) и карбонат кальция (CaCO3) -только в теплых бассейнах. В аридном климате в изолированных бассейнах, соленость которых возрастает во времени по мере усыхания, происходят изменения солевого состава хемогенных осадков: от известняка, отлагающегося в бассейне с нормальной соленостью, до сульфатов и хлоридов. Диагенез (превращение) - стадия образования твердой горной породы из осадка. При диагенезе происходит уплотнение, отжим воды, цементация и осадок превращается в горную породу. Песок превращается в песчаник, ил – в глину. Осадки переполнены живыми организмами - илоедами, моллюсками и бактериями. Бактерии перерабатывают органические вещества и поэтому диагенез – это мир избытка окиси и двуокиси углерода (СО2, СО), сероводорода (Н2S), которые выделяются из погибших и разлагаемых бактериями организмов. В стадии диагенеза происходит переработка и разложение осадка, растворение и вынос неустойчивых частей, образование устойчивых минеральных новообразований, их уплотнение и обезвоживание осадка, цементация, кристаллизация и перекристаллизация, и превращение рыхлого осадка в плотный крепкий камень. Упрощенно можно выделить три группы геохимических фаций: окислительные, нейтральные и восстановительные. Эпигенез и катагенез Эпигенез - это различные природные изменения осадочных горных пород после их образования. По мере погружения под тяжестью накапливающихся на них осадков породы вступают в область более высоких температур и давлений, что приводит к продолжению преобразования породы. Эпигенез длится для разных регионов и разных пород десятки и сотни миллионов лет - до миллиарда. Окончание эпигенеза, и начало новой стадии 20 метаморфизма характеризует начало массового образования новых минералов. Такому условию отвечает изотерма 200º, которая проходит в разных районах на глубинах более 10 км, где горное давление достигает 500 МП. В эпигенетических процессах происходит: 1. Уплотнение пород вследствие снижения пористости, как в результате механического сдавливания, так и перераспределения минерального вещества обломков и цемента. 2. Отжатие флюида - воды, нефти или газа из пористых, пластичных, но непроницаемых глин в песчаники. Это приводит к образованию залежей углеводородов. 3. Глинистые разбухающие минералы группы монтмориллонита переходят в гидрослюды, в содержащих их породах формируется слабая проницаемость. Для нефтяников принципиально важно то, что на стадии эпигенеза на глубинах 2– 4 км происходит трансформация органического веществ в углеводороды. Здесь проявляются главные фазы нефтегазообразования и газообразования, на стадии эпигенеза происходит образование углеводородов и их отжатие в поровое пространство. С другой стороны, на этих же глубинах происходит растворение кальцитового цемента, и пористость песчаников возрастает. Все это приводит к образованию залежей углеводородов. Катагенез – это преобразование горной породы от осадочной до метаморфической. Главными факторами катагенеза являются: температура, достигающая на глубине 8-12 км, на границе с зоной метаморфизма, 300-350°С; давление, которое на этих глубинах доходит до 180-290 мн/м2 (1800-2900 атм.), и поровые воды (растворы), взаимодействующие с пропитанными ими породами. Важным следствием катагенеза является уплотнение пород, протекающее сначала без, а затем с нарушением их структуры. К концу стадии пористость песчаников, алевролитов, аргиллитов обычно не превышает 1-2%. Выжимается и удаляется вся свободная, а затем и связанная вода. Минеральный состав терригенных пород претерпевает усиливающиеся с глубиной и возрастом изменения - одни минералы растворяются, другие отлагаются. Возникают новые текстуры: микростилолитовые швы, вдавливание одних зѐрен песчаников в другие и т.д. Органическое вещество, теряя двуокись углерода и углеводороды, преобразуется до стадий полуантрацитов. Диафторез Диафторез (от греч. диафтора — разрушение) регрессивное преобразование минералов, происходящее в процессе приспособления магматических и метаморфических пород к новым условиям более низких ступеней метаморфизма. Определяющим фактором диафтореза считается масса поступающих в систему минералообразования извне воды и диоксида углерода. 21 Попадая на дневную поверхность в результате эрозии, минералы, сформировавшиеся на глубине, присоединяют к себе кислород и воду, преобразуются в другие минералы. Так оливин превратится сначала в серпентин (змеевик), затем – в асбест, и, наконец – в тальк. Этот процесс называется диафторезом. Коллекторы и флюидоупоры (покрышки) Осадочные горные породы важны для нефтегазовой геологии, в первую очередь, потому что в них много пустот, которые могут быть заполнены нефтью и (или) углеводородным газом. Однако гораздо чаще они бывают заполнены водой. По этому свойству среди горных пород выделяются породы-коллекторы – породы, способные вмещать нефть, газ и воду (флюиды) и отдавать их при разработке и породы-покрышки, не обладающие таким свойством – породы-покрышки (породы-флюидоупоры). Эти свойства обусловлены пористостью и проницаемостью пород. Пористость – это объем пустот в породе, который оценивается отношением объема пор к объему горной породы. Выраженная в процентах эта величина называется коэффициентом пористости. Некоторые поры сообщаются друг с другом. Такая пористость называется открытой. Пористость, в которой каналы пор достаточно велики (>0.2 мм) чтобы флюиды могли относительно свободно проходить сквозь них и сравнительно легко (экономически рентабельно) извлекаться, называется эффективной. Общая пористость больше, чем открытая, а открытая больше, чем эффективная. Строение порового пространства определяется размерами, формой и пространственными взаимоотношениями пор. Поры в терригенном коллекторе Пористость может присутствовать в горной породе изначально, тогда она называется первичной, а может появиться в процессе существования горной породы – тогда она называется вторичной, например, при растворении 22 горной породы, или ее перекристаллизации. Кроме того, пористость бывает гранулярная (или межзерновая), - в терригенных породах, каверновая – встречается в карбонатных породах и трещинная – встречается в любых по генезису породах. Гранулярная пористость зависит от окатанности, сортированности, формы и способа укладки зерен, а также от типа и состава цемента. Коэффициент пористости может достигать 40%, но обычно он не превышает 20%. Проницаемость – способность пород пропускать флюиды. Она зависит от размера и конфигурации пор, что обусловлено размером зерен терригенных пород, плотностью укладки, и взаимного расположения частиц, составом и типом цемента и др. Очень большое значение для проницаемости играют трещины. Проницаемость меряется в миллидарси, которое в системе СИ имеет размерность в м2, но реально используется одна миллионная ее часть - мкм2. Проницаемость подразделяется на абсолютную, эффективную (фазовую) относительную, межзерновую, трещинную. Выделяют хорошо проницаемые - > 0,1 мкм2, среднепроницаемые 0,1 - 0, 01 мкм2, слабопроницаемые - < 0, 01 мкм2 породы. На величину проницаемости влияют внутреннее строение горной породы, структура пустотного пространства, состав обломков, состав и количество цемента, лиофильность или лиофобность как породы в целом, так и цемента. Увеличение размера обломков в терригенных породах, как правило, увеличивает еѐ проницаемость. Пористость и проницаемость горных пород обуславливают особенности их взаимоотношений с жидкой и газовой фазами. Важнейшие из них – это способность вмещать и пропускать сквозь себя, или, наоборот – не пропускать флюиды. Такие свойства называются коллекторскими или флюидоупорными свойствами пород. Классификации коллекторов и флюидоупоров разнообразны. Чаще всего, выделяют поровые (обусловленные гранулярной пористостью), кавернозные, трещиноватые и смешанные (кавернозно-трещинные, трещиновато - поровые, кавернозно - трещиновато поровые). В целом, с глубиной коллекторские свойства горных пород ухудшаются, вследствие уменьшения первичной пористости. Однако на глубине увеличивается вторичная пористость пород, особенно карбонатных и обломочных с карбонатным цементом. Все сказанное определяет фильтрационно-емкостные свойства пласта (ФЕС) – важнейший параметр пласта коллектора – его фильтрационно-емкостные свойства. Кроме пород - коллекторов существуют породы слабопроницаемые, или практически непроницаемые. Такие породы называются породами - флюидоупорами (покрышками). Лучшие из них - каменная соль и глина. Особенно хорошие изолирующие свойства у монтмориллонитовой глины, способной разбухать в воде. Большая часть горных пород имеет 23 средние изолирующие свойства. То есть они не позволяют флюидам мигрировать по породе, и в то же время не могут надежно удержать их. Такие породы называют ложными покрышками. Виды коллекторов: а,б,в,г – поровые коллекторы, – а – высокопористый, образованный хорошо отсортированными частицами, б – плохо отсортированная низкопористая порода, в – хорошо отсортированная высокопористая порода сложенная проницаемыми частицами, г – хорошо отсортированная сцементированная порода, д – каверновые поры, е – трещинные поры (по Н. А. Еременко) Изменение пористости с глубиной (по Баженовой и др., 2000) 24 Экранирующие способности глин в большой степени обусловлены количеством содержащейся в ней воды и способом еѐ связи с частицами породы. Она может находиться в связанном, или капиллярном состоянии. При уплотнении осадка – диагенезе глин вода отжимается. Сначала – до глубины 1000 м выделяется седиментогенная и поровая вода, затем связанная вода (при температурах 70-120°С). Такие условия возникают на глубинах 1,2 до 4 км. В этом интервале выделяющаяся вода будет противодействовать фильтрации каких-либо иных флюидов сквозь породу и, следовательно, улучшать изолирующие свойства покрышек. Если уход воды затруднен (в условиях мощных глинистых толщ при отсутствии породколлекторов) в поровом пространстве может возникать аномально высокое давление. Потом наступает момент, когда чрезмерно возросшее давление вызывает образование гидроразрывов, в результате чего развивается микротрещиноватость. Это давление называется давлением прорыва. На основе изучения свойств глинистых покрышек, А.А. Ханин разделил глины по экранирующей способности на пять групп. Оценочная шкала экранирующей способности глинистых пород (по А.А.Ханину) Обычно считается, что пятиметровый слой глины достаточен, чтобы удержать самостоятельную залежь. Покрышки, также могут быть образованы толщами однородных монолитных лишенных трещин тонкокристаллических известняков, мергелей, аргиллитов. Особыми флюидоупорами являются толщи многолетнемерзлых пород, распространенных на севере Сибири, Аляски, Канады. Мощность промерзших пород достигает здесь 800 – 900 м. Коллекторские и изолирующие свойства зависят не только от породы, но и от состояния флюидов внутри нее, от давления и температуры, при которых они находятся. Характеристики разных коллекторов и флюидоупоров меняются с глубиной по-разному. В терригенных породах обломочные частицы уплотняются, ближе прилегают друг к другу, в результате чего коллекторские свойства породы ухудшаются. Коллекторские свойства карбонатных пород могут улучшаться за счет выщелачивания и образования каверн, растворения карбонатного цемента. 25 Глинистые породы часто обезвоживаются и растрескиваются. Также коллекторские свойства пород меняются в процессе вскрытия залежи и еѐ эксплуатации. Ни идеальных коллекторов, ни идеальных покрышек (флюидоупоров) в природе не существует. Большинство пород не являются ни коллекторами, ни покрышками. Каустобиолиты Каустобиолиты – горючие горные породы органического происхождения. В.Н. Вернадский называл каустобиолиты погребенными лучами солнца. Каустобиолиты разделяют по исходному ископаемому веществу, (растения, животные), по степени и условиям (окислительные или восстановительные) преобразования исходного вещества (таблица 6.2). Числа обозначают процентное содержание углерода. Каустобиолиты Условия преобразования Окислительные Восстановительные Исходное вещество 60) Сапропели Бурый (59- Горючие уголь 80) сланцы Каменный (70- Углистые уголь сланцы 95) Антрацит 92-98 Высшие растения Низшие организмы (ил, сапропель) Нефти (85-87) преобразования вещества (50- Торф Низшие организмы (ил, сапропель) Степень Высшие растения (мох) Мальты, асфальты Окаменевшие (70,5 -90) деревья Керит (77,5 - 88) Антраксолиты, шунгиты (95-98) Графит 100 При преобразовании исходного органического вещества в окислительных условиях, водород в нем окисляется, и в результате получаются породы угольного ряда. При преобразовании исходного вещества при недостатке кислорода, водород сохраняется, в результате получаются углеводороды битумного (нефтяного) ряда. По мере преобразования, исходное вещество освобождается от кислорода, водорода, серы, других примесей, 26 относительное количество углерода в нем возрастает и оба ряда каустобиолитов сближаются, образуя в предельном случае чистый углерод – графит. В процессе метаморфизма каустобиолиты могут оказаться в окислительных условиях, в результате чего получаются озокериты, элькериты, оксикериты, выветрелые угли и т.д. Кроме каустобиолитов угольного и битумного рядов существуют лептобиолиты (липтобиолиты) - ископаемые воски и смолы, примером которых является янтарь. Органическое вещество горючих ископаемых состоит из огромного числа различных молекул. Для таких веществ характерно непостоянство свойств, фазовые превращения в них происходят постепенно, причем с возрастанием величины молекул их подвижность (летучесть, растворимость) уменьшается. Природный газ образуется почти во всех стадиях преобразования органического вещества. При образовании торфа он известен как «болотный газ», бурого и каменного угля «рудничный газ», горючих и углистых сланцев – «сланцевый газ», нефти – «попутный газ». Когда образует самостоятельные месторождения – «природный газ». Фации и формации При описании горных пород и их сочетаний используют понятия «фация» и «формация». Фация (лат. facie — лицо, наружность, облик). Под понятием фации в геологии выступают различные понятия. Для нас значение имеют следующее: комплекс горных пород образующихся в строго определѐнных физико-географических условиях и характеризирующихся специфическими литологическими, палеонтологическими и другими особенностями строения и отражающих физико-географические условия отложения осадочной породы (например: озѐрные, лагунные, морские, ледниковые). То есть фация — слой или группа слоѐв, отражающих среду осадконакопления. Изучение фаций позволяет оконтурить области сноса (питающие провинции) и области седиментации (водная и воздушная), климат, рельеф дна и глубину морского бассейна, солевой и газовый состав, температуру воды, характер движения среды осадконакопления, и т.д. Закономерная совокупность фаций образует формацию. Крупное, обособленное в пространстве геологическое тело с четко выраженным литологическим своеобразием, образовавшееся в определенных тектонических и климатических условиях называется формацией (от лат. formatio, образование). Это природная совокупность горных пород со сходными условиями образования. Формации обычно имеют толщину в сотни метров или километры и распространяются на площадях, измеряемых тысячами квадратных километров. Формация -это парагенезис фаций. Формации могут быть осадочными, вулканогенными, и 27 т.д. Выделяются формации и по типам связанных с ними полезных ископаемых угленосные, фосфоритоносные, соленосные и тому подобное. Примерами осадочных формаций могут служить флишевая, молассовая, угленосная. Формация характеризуется определѐнным набором пород, особенностями переслаивания этих пород (например, цикличность), формой тела (протяжѐнность, мощность). Формационный анализ широко используется при восстановлении геологической эволюции отдельных регионов. Помимо тектонических (геодинамических) обстановок большое влияние на состав осадочных формаций континентального и мелководно-морского климатические условия. 28 происхождения оказывали ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ СТРУКТУРЫ Общие сведения о геологических структурах Земная кора разделена на множество вложенных друг в друга геологических структур – участков земной коры, отличных по строению, составу и условиям образования, главным определяющим фактором развития которых являются тектонические движениях. Характерной особенностью тектонических структур является их иерархическое строение. Крупные структурные формы слагаются из более мелких, те – из еще меньших, и так далее, до элементарных структурных форм, размером примерно 3-10 километров. Структуры еще меньшего размера изучаются при полевых и микроскопических исследованиях, однако как самостоятельные вместилища для нефти и газа они выступать уже не могут. В таблице приведена упрощенная классификация тектонических структур, включающая наиболее интересные для нефтегазовой геологии формы. Жирным курсивом выделены самые благоприятные для нефтегазонакопления структуры. Упрощенная классификация тектонических структур континентов Порядок Надпорядковые 1 порядок Структуры континентов Литосферные плиты Границы плит Континенты и океаны Платформы (стабильные Геосинклинальные (складчатые) области) пояса Геосинклиные (складчатые) 2 порядок Плиты Щиты системы (геосинклинали, геоантиклинали и др.) 3 порядок Антеклизы Синеклизы Син линории Антиклинории 4 порядок Валы, своды Прогибы впадины 5 порядок Локальные поднятия и другие элементарные структуры В тех случаях, когда говорят о структуре необычно большого размера, употребляют приставку «мега», например – Прикапийская мегасинеклиза. В тех случаях, когда в нижних частях коры имеется поднятие (например, в нижних частях разреза расположен свод, а выше – прогиб), говорят о наложенных структурах – например, наложенная впадина. 29 Самыми крупными тектоническими структурами являются с одной стороны – литосферные плиты, а с другой стороны – континенты и океаны. Литосферные плиты Литосферная плита — это крупный стабильный участок земной коры, ограниченный зонами сейсмической, вулканической и тектонической активности. Границы между литосферными плитами проводят по сгущению очагов глубокофокусных землетрясений. Распределение глубокофокусных землетрясений по земному шару Границы между литосферными плитами могут быть трех типов: дивергентные, конвергентные и трансформные. Дивергентные границы, это – гигантские раздвиги, образующие глобальную сеть рифтов – мантийных разломов. Система рифтов (по mining-enc.ru/m/mirovoj-okean) 30 В рельефе рифты, как правило, выражены узкими и глубокими рвами с относительно крутыми склонами. Иногда древняя континентальная кора в пределах рифта подвергается полному разрыву (как Красное море) и между еѐ раздвинутыми блоками в этом случае за счѐт поступающего из верхней мантии магматического материала основного состава формируется новая маломощная кора океанического типа. Этот процесс, свойственный рифтам океанов, называется спредингом. Конвергентные границы – это мантийные надвиги. Другие их название - зоны Беньофа по имени выделившего их ученого. Это зона гипоцентров землетрясений, прослеживающаяся до глубины более 700 км, как в районах Курильских островов и Японии. Размещение сейсмических очагов (показаны точками) и их фокальные механизмы в Японской зоне Беньофа (по Т. Йосии (1979), с дополнениями, заимствовано из В.И.Хаина, 2004) В тех случаях, когда конвергентная граница проходит между плитами с континентальной земной корой, граница называется коллизионной. Примером коллизионной границы служат Гималаи. Трансформные границы – это границы вдоль трансформных разломов – мантийных сдвигов, когда в разных частях дивергентной границы скольжение идет параллельными курсами, но с различной скоростью. Примером трансформной границы может служить разлом Сан-Андреас, разделяющий тихоокеанскую и североамериканскую плиты. Все эти типы смещений устанавливаются по сейсмическим данным, путем определения механизмов смещений в очагах землетрясений. 31 Коллизионная граница литосферных плит Коллизионная граница в Гималаях («Планета Земля») 32 а б Трансформная граница. Разлом Сан-Андреас: а – космическое изображение, б – перспективный снимок Трансформные разломы в атлантическом океане смещают срединноокеанический рифт («Планета Земля») Литосферные плиты могут иметь исключительно океаническую кору, но чаще вокруг континента располагается область с океанической корой. Иногда выделяют и чисто континентальные литосферные плиты. 33 Литосферные плиты (по В.Е.Хаину, 2004 с упрощениями). 1 – срединно-океанические хребты (зоны спрединга), 2 – зоны субдукции, 3 – трансформные разломы, предполагаемые границы плит, 5 – направление перемещения литосферных плит Литосферные плиты других очертаний существовали и в прошлом, мы видим следы их границ в геологических структурах. На границах литосферных плит породы сминаются в складки, поэтому крупные складчатые области внутри континентов указывают на то, что здесь в древности были границы древних плит (например, Уральская складчатая система). Континенты и океаны К надпорядковым относятся континенты (материки) – выпуклые по рельефу и вогнутые по нижней границе коры участки мощной трехслойной земной коры, и океаны – прогнутые по рельефу и выгнутые по профилю мантии ее сегменты с тонкой двухслойной корой. Шельф по геологическому строению представляет собой часть континента с континентальным типом земной коры, залитый водой. В океанах месторождений нефти и газа не найдено, и по существующим моделям их формирования в этих регионах они образоваться не могут. Все известные месторождения найдены на континентах, хотя в перегретом паре, который вырывается из рифтов на срединноокеанических хребтах, обнаружен метан. 34 Разница между континентами и океанами заключена в особенностях строения слагающей их коры. Более низкими по рангу будут структуры, слагающие континенты и океаны. Платформы и геосинклинальные (складчатые) пояса На континентах выделяются структуры 1 порядка – относительно стабильные территории - платформы, и относительно подвижные - геосинклинальные (складчатые) пояса, расположенные между платформами, или на границе континента и океана. Платформы и складчатые пояса (упрощенная схема), по П.В. Федорову, 2006), I – границы складчатых поясов 1 – Тихоокеанского, 2 – Средиземноморского, 3 – СевероАтлантического, 4 – Урало-Охотского, 5 – Арктического, II – Складчатые системы и области в пределах складчатых поясов, 6 – альпийские, 7 – киммерийские, 8 – герцинские, 9 – каледонские, 10 – салаирские; III, 11 - территории, вовлеченные в последующую складчатость; IV Платформы и впадины 12 – Эпигерцинские платформы и впадины, 13 – Эпибайкальские платформы, 14 – Докембрийские платформы V – Микроконтиненты в складчатых поясах: 15 – хорошо обнаженные, 16-18 – скрытые под чехлами и тектоническими покровами Платформа – крупная геологическая структура, обладающая тектонической устойчивостью и стабильностью. Платформы имеют двухслойное строение: кристаллический или складчатый фундамент (цоколь), сложенный метаморфизированными 35 породами (гнейсы, кристаллические сланцы) с большим количеством гранитных структур, и чехол, сложенный осадочными и вулканическими породами. Фундамент платформы отражает тот этап еѐ истории, когда она была границей литосферных плит, и претерпела складчатость. Выше фундамента находится более или менее горизонтально залегающий осадочный чехол платформы, накопившийся в то время, когда платформа прогибалась (например являлась шельфом) и была областью осадконакопления. Впоследствии платформа снова может испытать тектоническую, как, например Восточно-Сибирская платформа. По возрасту фундамента платформы разделяют на древние (кратоны) с фундаментом архейского и протерозойского возраста и молодые, фундамент которых сформировался в фанерозое. Древние платформы занимают крупные участки суши (около 40%). Молодые составляют значительно меньшую площадь материков (5%), они располагаются либо между древними (Западно-Сибирская), либо по их периферии (Восточно-Австралийская, СреднеЕвропейская). Молодые платформы отличаются от древних не только возрастом. Их фундамент менее метаморфизирован, в нем содержится меньше гранитных интрузий. Кроме того молодые платформы полностью покрыты осадочным чехлом, щиты в их структуре крайне редки, поэтому их принято называть просто плитами. По времени формирования складчатого основания они называются байкалиды, каледониды. герциниды, мезозоиды и альпиды. Альпиды – это складчатые пояса, активные в настоящее время, а все остальные завершили свою тектоническую активность (замкнулись) в далеком прошлом и теперь либо выходят на поверхность в виде пенеплена, как в Казахстане, представляют собой либо основание молодых платформ (ЗападноСибирская плита), либо активизировались и вновь образуют горы (Урал). Геосинклинальный (складчатый) пояс, - обширный линейно вытянутый тектонически высокоподвижный участок земной коры. Располагается либо между древними континентальными платформами, либо между платформами и ложем океана, включая внутренние и окраинные моря, островные дуги и глубоководные желоба. В течение новейшей истории Земли (неоген), т. е. в последние 1,6 млрд. лет, развивались пять главных геосинклинальных поясов: Тихоокеанский, кольцом окружающий Тихий океан и отделяющий его ложе от платформ Северной и Южной Америки, Азии, Австралии и Антарктиды; Средиземноморский, сочленяющийся с первым в области Малайского архипелага и простирающийся через юг Евразии и С-Зап. Африки до Гибралтара; УралоМонгольский (Урало-Монголо-Охотский), огибающий Сибирскую платформу с запада и юга и отделяющий еѐ от Восточно-Европейской и Китайско-Корейской; Атлантический, 36 охватывающий побережья материков в северной части Атлантического океана, и Арктический - вокруг Северного Ледовитого океана. За время эволюции пояса в его пределах последовательно закладывались и развивались многочисленные геосинклинальные области и системы, которые в разное время охватывались складчатостью, региональным метаморфизмом и гранитизацией, превращаясь в разновозрастные складчатые горные системы, а затем в молодые платформы. Самые древние складчатые области геосинклинальных поясов имеют позднепротерозойский возраст (байкалиды). Они располагаются чаще всего по периферии пояса, примыкая к одной или обеим, ограничивающим пояс, древним платформам. Один из них прослеживается в Аравии и Восточной Африке, а второй - на востоке Южной Америки и на западе Африки. Более молодые складчатые области - палеозойские (каледониды), герциниды мезозойские и кайнозойские занимают положение, соответственно более близкое к центральной части пояса или к противоположному от платформы обрамлению (в случае окраинноматерикового геосинклинального пояса). Большая часть геосинклинальных поясов к современной эпохе приобрела характер складчатых горных сооружений или стала фундаментом (цоколем) молодых платформ. Самые молодые, кайнозойские части геосинклинальных поясов ещѐ не закончили геосинклинального развития, сохраняя до настоящего времени высокую подвижность, сопровождаемую повышенной сейсмичностью и активным вулканизмом. Таковы области Средиземного моря, Малайского архипелага, области островных дуг, окаймляющих восточные побережье Азии в Тихоокеанском геосинклинальном поясе, и др. Все упомянутые геосинклинальные пояса возникли в своей основной части в пределах древних океанских бассейнов или на их периферии (Тихий океан). Предшественником Урало-Монгольского пояса был «Палеоазиатский океан», Средиземноморского пояса древний океан «Тетис», Северо-Атлантического пояса - древний океан «Япетус», Арктического пояса – «Бореальный океан». Свидетельством океанского происхождения геосинклинальных поясов является присутствие в них многочисленных выходов реликтов океанской коры (основных и ультраосновных горных пород). Все перечисленные океаны, кроме Тихого, были вторичными, образованными в результате раздробления и деструкции суперконтинента «Пангея», объединявшего в среднем протерозое все современные древние платформы. Доказательством такого происхождения является присутствие в них многочисленных обломков раннедокембрийской континентальной коры - микроконтинентов и несогласное срезание контурами поясов элементов внутренней структуры древних платформ; примером последнего могут служить восточные и южные ограничения ВосточноЕвропейской платформы. Со времени заложения в позднем протерозое геосинклинальные 37 пояса прошли сложную и длительную историю последующего развития. Окраинноконтинентальные пояса ещѐ не закончили свое развитие, и кора Тихого океана продолжает субдуцироваться под эти пояса. Кроме того, выделяются глубинные разломы и рифтовые пояса, сходные с авлакогенами, но обладающие большей протяженностью и не содержащие смятых в складки пород в своем составе. Структуры платформ Толщина чехла на платформах не одинакова. В некоторых местах она составляет километры, такие участки называются плиты (например, Западно-Сибирская плита). Толщина осадочного чехла обусловлена главным образом величиной погружения земной коры в данном месте. В других местах фундамент подходит к самой поверхности Земли, и осадочный чехол едва достигает нескольких сотен метров, иногда уменьшаясь до нуля. Такие территории называются щиты (Украинский, Балтийский). Они считаются бесперспективными для поисков нефти и газа. Такие территории формируются в условиях преимущественных поднятий земной коры. Плиты и щиты – это структуры второго порядка. Структуры 2 и 3 порядков на континентах Структуры геосинклинальных поясов Внутреннее строение геосинклинальных поясов отличается большой сложностью, так как состоят из сплетения разнородных структурных элементов - обломков континентов, островных дуг, фрагментов ложа океанов и их окраинных морей, внутриокеанических поднятий. Присутствие в пределах геосинклинального пояса микроконтинентов (срединных массивов) служит основанием для подразделения такого пояса на отдельные складчатые 38 системы и геоантиклинали (примеры: Уральская, Южно - и Северо-Тяньшаньские, Большой Кавказ и др.). Геоантиклинали - обширные участки в пределах геосинклинальных областей, испытывающие в течение длительного времени тектоническое поднятие. Они характеризуются сокращенной мощностью осадков, перерывами и несогласиями, слабым метаморфизмом, кислым магматизмом. В геосинклинальных поясах часто выделяются следующие части:  Передовой (краевой) прогиб - прогиб, расположенный в зоне сочленения платформ со складчатой областью, превращающейся в орогенный пояс. Заполнен молассой, частично, являющейся морской.  Внешняя зона периферической геосинклинальной системы - зона, образующаяся путѐм роста и объединения разнородных элементов зон субдукции и океана.  Внутренняя зона орогена - зона, образующаяся в результате столкновения двух или более крупных континентальных блоков и характеризующаяся сильным сокращением поперечника путѐм покровообразования и метаморфической переработки при весьма малом приросте коры. Структуры плит и складчатых областей В пределах плит выделяют: синеклизы, антеклизы, авлакогены. Синеклизы – крупные пологие впадины фундамента. Это относительно прогнутые участки с повышенной толщиной осадочного покрова, наиболее перспективные для поисков нефти и газа. Примером являются Прикаспийская и Мексиканская синеклизы - территории наиболее устойчивых и интенсивных прогибаний в течение геологической истории. Антеклизы крупные и пологие поднятия фундамента, соответственно, осадочный чехол у них сокращенный. Вершины антеклиз могут выступать на поверхность в форме массивов. Пример - Воронежская антеклиза. Авлакогены – линейные прогибы длиной в сотни и шириной в десятки километров, ограниченные глубинными разломами. Как правило, под антеклизами и синеклизами в осадочном чехле имеется соответственно грабен, или горст в цоколе платформы. Такие структуры называются авлакоген и выступ. Структуры складчатых областей представлены, в первую очередь, синклинориями и антиклинориями синклинальным - крупные или структурные антиклинальным элементы, характеризующиеся строением. 39 Примером в целом антиклинория (мегантиклинория) является главный кавказский хребет (мегантиклинорий большого Кавказа), а прилегающего синклинория – Куринская впадина. Осадочные бассейны (бассейны осадконакопления) Крупные прогибы земной коры – плиты, синеклизы, геосинклинали, заполненные осадками или осадочными горными породами, отвечают общему понятию осадочный бассейн. В классическом понимании осадочный бассейн — это впадина в земной коре, заполненная осадками. Классификации осадочных бассейнов, предложенные разными авторами, чрезвычайно разнообразны. Геология и геодинамика осадочных бассейнов — бурно развивающиеся направления в науках о Земле. Для образования осадочного бассейна требуется пространство, которое может быть заполнено осадком и должен быть источник осадка любого вида. Обломочные осадки в большинстве случае формируются при разрушении континентов, и главным образом - гор. Они переносятся в бассейны осадконакопления в основном реками. Биогенные осадки обусловлены накоплением организмов с карбонатными или кремнеземными скелетами. Структуры меньшего размера Как на синеклизах, так и на антеклизах выделяют структуры 4 порядка - выпуклые своды (изометричные) и валы (удлиненные), и прогнутые впадины (изометричные) и прогибы (удлиненные). Наиболее перспективны, с точки зрения нефтегазоносности, выпуклые структуры. Пример - Татарский свод. На структурах 4 порядка выделяют структуры меньших размеров - структуры 5 порядка, или локальные структуры - локальные поднятия, прогибы и другие. Локальные структуры на платформах могут иметь разнообразную природу как тектоническую, так и связанную с диапиризмом. Сочленения структур имеют собственные названия - седла, перемычки, структурные носы и заливы. Платформы граничат со смежными складчатыми поясами либо через краевые швы, представляющие собой глубинные разломы, либо через краевые (предгорные) прогибы, являющиеся древними зонами субдукции. Крупные тектонические структуры часто разделяются глубинными разломами особыми подвижными зонами в земной коре, характеризующимися большой протяженностью, глубиной проникновения, длительностью и многофазностью развития, сейсмичностью, магматизмом. Нередко они являются границами литосферных плит. 40 В геосинклинальных областях также как и на платформах среди структур второго порядка перспективны относительные прогибания, где велики мощности осадочного чехла, а среди структур 4-5 масштабного ранга - поднятия. Элементарные структуры Осадочные горные породы - главные вместилища газа и нефти. Чаще всего они образуются при осаждении (механическом, или химическом) материала, получившегося при разрушении других пород. Каждый эпизод, акт этого осаждения формирует слой осадка, который затем уплотняется, цементируется, превращаясь в горную породу, и образует обособленное геологическое тело плитообразной формы, у которого толщина намного меньше, чем площадь распространения. Впоследствии слои могут наклоняться, изгибаться, разрываться, образуя структурные формы, или структуры. Самая древняя, первоначально образованная часть слоя, называется подошвой, молодая - кровлей. Промежуток между кровлей и подошвой называется мощностью, (толщиной) слоя. Каждый слой рано или поздно заканчивается по латерали (с боков). Это окончание может произойти за счет уменьшения мощности слоя до полного исчезновения (выклинивание); изменения породы до неузнаваемости, постепенного перехода ее в другую породу (фациальное замещение), прилегания еѐ к краю бассейна осадконакопления. Латеральное окончание слоя. Выклинивание (1), фациальное замещение (2), расщепление (3). (по Е.П.Брункс) Наложенные друг на друга совокупности слоев образуют слоистые пачки, толщи, свиты и серии. Взаимоотношения слоев в слоистых толщах свидетельствуют об обстановках их образования. Слой, быстро выклинивающийся во все стороны, называется линзой. Морские организмы образуют постройки – биогермы (биос – жизнь, гермос – постройка). Наиболее важны для нефтегазовой геологии коралловые рифы и устричные банки. 41 Погребенный риф в осадочных породах (по В.А. Апродову) Кроме того, осадочные тела образуют валы, сформированные вдольбереговыми течениями (баровые тела), заполняют русла рек, образуя шнурки, и могут образовывать другие, неслоистые формы. Формы слоев могут оказаться неизменными с момента своего образования (ненарушенные структуры), а могут измениться (нарушенные структуры) - подвергнуться изгибам (пликативным дислокациям), или разрывам (складчатые дислокации). Нарушенные (деформированные) структуры образуются в результате приложения к ним усилий – тектонических, или иной природы. Если усилия (и, соответственно, нарушения) происходят одновременно с осадконакоплением - такие нарушения называются конседиментационными, если после - постседиментационными. Слои могут залегать горизонтально (горизонтальная структура, ненарушенная структура). 42 Горизонтальная структура Моноклинальная структура Они могут наклониться - тогда образуется моноклиналь. Горизонтальная линия на пласте называется линией простирания (АА 1). Правый угол между линией простирания и северным направлением – азимут простирания. Вектор, лежащий в плоскости пласта, перпендикулярный 43 направлению простирания и направленный вниз – падение пласта (ББ1). Падение однозначно характеризует пространственную ориентировку пласта. Его измеряют с помощью двух углов – азимута падения (ББ2) и угла падения (Б2ББ1). Слои могут коленообразно изогнуться – образовать флексуру. Если части (крылья) флексуры наклонены в одну сторону, она называется согласной. а б Флексура: а – согласная, б - несогласная Слои могут также изогнуться в виде волны. Такой изгиб называется складкой. Складки различных размеров и формы - один из самых главных объектов нефтегазовой геологии. Гигантские прогибы земной коры плиты, синеклизы - это бассейны осадконакопления и захоронения органического вещества. Складки антиклинальной формы меньшего размера внутри прогибов: своды, локальные антиклинали - главные вместилища для залежей нефти и газа. Складка может быть ориентирована выпуклостью вниз (синклиналь). Синклинальная складка 44 Самая главная складка в нефтегазовой геологии – ориентированная выпуклостью вверх. Именно в них чаще всего находят залежи нефти и газа. Они называются антиклинальными складками, или антиклиналями. Антиклинальная складка Часто нефтяники антиклинальные структуры называют просто структурами. В России более 80%, а за рубежом более 70% известных месторождений находится в антиклинальных складках. В среднем размеры таких антиклиналей достигают в длину 5-10 км, ширину – 2 – 3 км, высоту – 50 – 70 м. Однако, есть и более крупные структуры. Так, например, самое крупное в мире месторождение Гавар в Саудовской Аравии имеет размеры в плане 225х25 км и высоту 370 м, газовое месторождение Уренгой (Россия) 120х30 км при высоте 200 м. Среди антиклиналей выделяется особый класс, называемый диапировыми складками, или диапирами – складками протыкания. «Половинка» антиклинальной складки на моноклинали образует «структурный нос». Осадочные, магматические и метаморфические тела, практически повсеместно разбиты разрывами разного рода – трещинами и разломами, имеющими огромное значение для формирования и разрушения скоплений нефти и газа. В разрыве выделяют поверхность, по которой происходит перемещение слоев - сместитель и блоки горных пород, примыкающих к сместителю, называемые крыльями (боками) разрыва. Сместитель, как правило – это раздробленные породы крыльев, зона сгущения трещин, или полость, заполненная кварцем, кальцитом, или другими минералами. 45 Небольшой разлом, со сместителем в виде зоны трещиноватости. Южный Урал Трещины - это разрывы с элементарной поверхностью сместителя, по которым не фиксируется сколько-нибудь значимых перемещений блоков. Для нефтегазовой геологии трещины важны, потому что они представляют собой полости, обеспечивающие увеличение пористости горной породы, обеспечивающие проницаемость горной породы, способные вызвать разнообразные осложнения в процессе бурения. Лабораторное изучение трещиноватости по полученным из керна образцам нередко дает заниженные данные, так как керн разделяется именно по трещинам. Более надежные сведения получают в результате промыслово-геологических испытаний. Особый интерес для нефтяников представляют зоны повышенной трещиноватости. Разломами называют разрывы с видимым смещением. Их также рассматривают с различных точек зрения, однако, чаще всего по соотношению между направлением перемещения и ориентировкой поверхности сместителя. Эти соотношения связаны с ориентировкой сжимающих и растягивающих усилий в недрах, сформировавших данные разломы. С этих позиций выделяются: сбросы и взбросы – разломы, у которых перемещение происходит по падению сместителя. У сбросов передвижение крыльев происходит в обстановке растяжения. При этом слои «растаскиваются» и часть их может "выпасть" из разреза скважины. Как правило, сбросы оказываются разломами, по которым происходят перетоки флюидов. 46 Горизонтально залегающие слои, осложненные сбросом Взбросы, напротив, образуются в условиях сжатия, разрезы их, в отдельных частях перекрываются. Такие разрывы чаще всего являются флюидоупорами. Горизонтально залегающие слои, осложненные взбросом Пологие взбросы, образующиеся вместе со складчатостью, называются надвигами, часто образующие чешуйчатые надвиговые системы. Зоны Беньофа на границах литосферных плит также являются гигантскими надвигами. 47 Строение надвига (по J.G. Ramsay, M.I. Huber, 1983) По надвигам возможны значительные горизонтальные перемещения горных масс. Они играют важную, и до сих пор еще недооцененную роль в геологии нефти и газа. У сдвигов перемещения происходят в горизонтальном направлении. В природе чистые сдвиги, взбросы и сбросы встречаются редко. Гораздо чаще перемещение по разлому происходит в косом ориентире. Такие разломы называются комбинированными. Сдвиг Разломы часто встречаются группами, образуя ассоциации. Среди ассоциаций разломов чаще всего встречаются ступенчатые сбросы, горсты и грабены. У грабенов центральная часть опущена по отношению к периферической части, у горстов – наоборот. Геометрия разломов и их ассоциаций хорошо видна на рисунках. Особую роль среди разломов играют глубинные разломы. Глубинный разлом протяжѐнная (сотни километров) поверхность и узкая зона раздела между подвижными, обычно разнородными частями земной коры. С глубинными разломами связаны 48 сильнейшие землетрясения и повышенные тепловые потоки из недр Земли. Система срединно-океанических рифтов также относится к глубинным разломам. Ассоциации разломов Роль разломов в нефтегазовой геологии важна и многообразна. По ним происходят перемещения толщ друг относительно друга. По крупным разломам проходят границы между территориями с различным геологическим строением. По разломам разгружаются подземные воды. Это зоны с пониженным литостатическим давлением, поэтому к ним должны «подсасываться» флюиды (из областей повышенного давления в области пониженного давления), а затем перемещаться по разрывам, как по областям повышенной проницаемости. Залегание, при котором слои, образовывались друг за другом последовательно, без каких-либо перерывов во времени, называется согласным. При этом относительно молодые толщи залегают непосредственно на накопившихся ранее слоях. Если между слоями наблюдаются геологически значимые перерывы, говорят о стратиграфическом несогласии, причем во время такого перерыва характер залегания может не изменяться (параллельное 49 несогласие), или слои могут наклониться, и (или) смяться в складки. В этом случае говорят об угловом несогласии, (породы залегают под различными углами к горизонту). Несогласное залегание: а – параллельное, б – угловое Поверхность несогласия - это древний погребенный под более молодыми отложениями рельеф - палеорельеф, со всеми свойственными рельефу неровностями, древней почвой и выветрелой, трещиноватой поверхностью определенной толщины. Эта зона может оказаться коллектором даже в тех случаях, когда она сложена породами, в обычных условиях коллекторами не являющимися – гранитами, сланцами и т.д. Для нефтегазовой геологии поверхности несогласия имеют значение именно в этой роли. Крупные поверхности несогласия разделяют цоколь (фундамент) и чехол платформ, а части разреза отличающиеся геологическим строением, складчатостью, степенью метаморфизма и характером магматизма и разделенные такими несогласиями называются структурными этажами. Если геологическое строение расположенных выше и ниже несогласия толщ различается не очень сильно, говорят о структурных подэтажах, ярусах и подъярусах. Таким образом, существует большое разнообразие тектонических структур, в связи со своими масштабами разделенных на разные ранги: от общепланетных (земная кора) до локальных (щиты, массивы). Помимо масштаба тектонические структуры также различаются по форме (поднятые, прогнутые) и по комплексу тектонических процессов, преобладающих в них (поднятия, опускания, вулканизм). 50 ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ И ЛОВУШКИ УГЛЕВОДОРОДОВ Нефть и газ скапливаются в порах пород-коллекторов, заключенных в плохо проницаемых породах  флюидоупорах. Сочетание пород-коллекторов и пород-покрышек (флюидоупоров) внутри которого могут циркулировать флюиды. В отечественной литературе под природным резервуаром понимается «…естественное вместилище для нефти и газа, внутри которого они могут циркулировать, и форма которого обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами» (И.О. Брод). В зарубежной литературе, особенно в американской, под термином «природный резервуар» исследователи подразумевают только ту часть породы-коллектора, которая заполнена нефтью или газом. Природные резервуары По морфологии природные резервуары разделяются на пластовые, массивные и литологически ограниченные. У пластовых природных резервуаров площадь распространения намного больше, чем толщина. Принципиальные схемы пластовых природных резервуаров (Г.А. Габриэлянц, 2000): 1  проницаемые породы; 2  непроницаемые породы Коллектор в нем ограничен непроницаемой породой и в кровле, и в подошве. Основная циркуляция флюидов происходит вдоль пласта. Пластовые резервуары наиболее 51 удобный объект для разработки. Таких резервуаров в осадочной толще может быть множество. Толщина пластовых резервуаров и их коллекторские свойства более или менее сохраняются на значительных площадях. В среднем толщина составляет 10-20 м. В каждом пластовом резервуаре существует своя гидродинамическая система. Гидростатическое давление в них закономерно уменьшается в сторону подъема пластов. Циркуляция жидкостей и газов в пласте в основном боковая, в сторону снижения пластовых давлений. Встречаются также сложнопостроенные природные резервуары, когда среди породколлекторов наблюдаются пропластки слабопроницаемых или практически непроницаемых пород небольшой мощности. Массивные природные резервуары представляют собой мощную толщу (несколько сот метров) пластов-коллекторов, образующих единую гидродинамическую систему, имеющих небольшое распространение по площади (десятки и сотни квадратных километров), сложенных терригенными и карбонатными породами. Довольно часто встречаются сложнопостроенные переслаивающимися песчаниками, массивные алевролитами резервуары, и тонкими представленные пропластками глин, образующими единую гидродинамическую систему. В массивном природном резервуаре размер по разным направлениям примерно сопоставим. Часто, это рифовые массивы, или подобные им тела. Размеры их от десятков метров до десятков километров. Циркуляция флюидов происходит в разных направлениях. Основное экранирующее значение имеет перекрытие плохо проницаемыми породами сверху. В пластово-массивном толща пластовколлекторов, переслоенная непроницаемыми породами, имеет общий водонефтяной контакт. Массивный природный резервуаров (Г.А. Габриэлянц, 2000) Подавляющее большинство залежей гигантов мира связано с массивными резервуарами, нефте - или газонасыщенная часть которых составляет десятки и сотни метров. Так, гигантская залежь месторождения Самотлор имеет высоту 147 м. Основные 52 залежи гигантских и крупнейших месторождений севера Западной Сибири (Уренгоя, Ямбурга, Заполярного, Бованенковского) превышают 300 м. Пластов такой мощности не бывает. К литологически ограниченным резервуарам относят проницаемые породыколлекторы, окруженные со всех сторон слабопроницаемыми породами, такие как линзовидные тела. Литологический природный резервуар (Г.А. Габриэлянц, 2000) К этому типу относятся также резервуары, образующиеся в результате появления изолированной локальной трещиноватости или кавернозности вследствие выщелачивания пород подземными водами, а также резервуары, возникшие вследствие ухудшения коллекторских свойств пласта (пористости и проницаемости) в связи с местной литологической изменчивостью пород. Наиболее типичными примерами резервуаров литологического типа являются песчаные линзы на Кубани, приуроченные к руслам палеорек. Эти резервуары, названные шнурковыми, были впервые установлены и детально изученные И.М. Губкиным. Одними из важнейших характеристик природных резервуаров являются пластовое давление и пластовая температура. Пластовым называется давление (рпл), которое испытывают жидкие и газообразные флюиды в природных резервуарах. Пластовое давление определяет энергетическую емкость залежей нефти и газа в недрах и определяет силу, движущую флюиды в пласте. Выделяют также нормальное пластовое давление и аномальное пластовое давление. Аномальное пластовое давление может быть аномально низким (АНПД) или аномально высоким (АВПД). Нормальное пластовое давление равно гидростатическому. Давление флюидов в пласте определяется гидростатическим напором, так как после завершения литификации осадков, геостатическое давление (если пренебречь упругой деформацией пород), воспринимается главным образом скелетом породы-коллектора. Однако в ряде районов диагенез осадков продолжается до сих пор. Поэтому флюиды в 53 пласте испытывают горное (геостатическое) давление вследствие отжатия воды из глинистых толщ в породы-коллекторы. Это является одной из причин возникновения аномально высоких пластовых давлений (АВПД). АВПД могут быть вызваны и другими причинами. Прежде всего, это  сообщаемость природного резервуара по разрывным нарушениям с подстилающими отложениями, где отмечены высокие давления. Большую роль в возникновении АВПД играют вторичные процессы, приводящие к уменьшению пористости пород-резервуаров. Определенную роль играет избыточное давление, обусловленное разницей в плотностях нефти и воды (в особенности газа и воды) в высокоамплитудных структурных ловушках и др. Пластовая температура (Тпл) – температура в пласте. Для характеристики температурных условий недр используют три показателя  пластовая температура, геотермическая ступень и геотермический градиент (величина, обратная геотермической ступени). Пластовую температуру изучают с помощью непосредственных замеров температуры в скважинах. Геотермическая ступень  это интервал в разрезе земной коры, замеряемый ниже зоны постоянной температуры, и в котором температура горных пород повышается на 1 С. Величина геотермической ступени в разных регионах и на различных глубинах неодинакова и колеблется в широких пределах  от 5 до 150 м. Среднее ее значение 33 м. Под геотермическим градиентом понимается прирост температуры на каждые 100 м углубления от зоны постоянной температуры. В среднем геотермический градиент равен 3С, хотя в различных районах и на разных глубинах он колеблется от 0,6 до 10С. Основным источником тепла в осадочном чехле является тепловой поток, идущий из мантии Земли. Тепловые потоки распределяются в соответствии со строением литосферы. Для прогнозирования нефтегазоносности важно уметь восстанавливать палеотемпературу, которую определяют по эпигенетическим изменениям в минералах. Главный из них – изменения минерал угля (витрена), отражательная способность которого зависит от температуры, до которой он бывал нагрет. Ловушки нефти и газа Под ловушкой понимается часть природного резервуара, в которой возможна аккумуляция нефти и газа. Благодаря отсутствию движения флюидов в ловушке, жидкие и газообразные углеводороды распределяются там по плотности согласно их удельному весу. 54 В зависимости от причин, обусловливающих возникновение ловушек, различают пять их основных типов: структурные, связанные со структурными дислокациями пластов, литологические, стратиграфические, рифогенные, комбинировнные . Морфологические типы ловушек 1 – структурные а – сводовые, б – тектонически экранированные, в – литологические а – связанные с выклиниванием, б – связанные с фациальным замещением, 3 – стратиграфические, 4 – рифогенные, 5 – комбинированные (по Л.П. Мстиславской) Свыше 70% запасов нефти и газа находится в ловушках сводового типа, заключѐнных в антиклиналях (Горная энциклопедия, электронное издание). 55 ПРОИСХОЖДЕНИЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ОРГАНИЧЕСКОЙ ТЕОРИИ Органическая теория рассматривает нефть и газ как продукт преобразования живого вещества биосферы. В соответствии с органической моделью на дне водных бассейнов скапливаются остатки животных и растений. Слои органического вещества на глубине уплотняются, обезвоживаются, в условиях ограниченного доступа кислорода в них происходят биохимические процессы. Погружение пласта с органическими остатками сопровождается медленным подъемом температуры и давления, в результате чего органическое вещество превращается в молекулы углеводорода – кероген. в б а Формирование залежей углеводородов по органической модели (http://tainy.net/wpcontent/uploads/2010/09/6154_1234962157_full1.jpg) На глубине около 3 км при подъеме температуры происходит «созревание керогена» От него постепенно отделяются углеводородные компоненты – микронефть. Далее происходит усиленное накопление низкомолекулярных углеводородов, которые и дают возможность образоваться нефти. Жидкая микронефть мигрирует по пласту - коллектору и аккумулируется в ловушках. Основные аргументы в пользу органической модели следующие: 1. Приуроченность большинства известных месторождений нефти и газа к осадочным породам сформировавшихся в эпохи максимального расцвета биосферы, что влечет за собой и огромное количество отмирающего и захороненного вещества. 2. Оптическая активность нефтей, обусловленная наличием зеркальных стереоизомеров, вращающих плоскость поляризации света. Эта особенность является одним из фундаментальных, общих для живого вещества и нефти. Синтетические крахмалы, сахара и нефти не обладают им. 56 3. Присутствие в нефти молекулярных структур, унаследованных от биоорганического вещества. Концентрация их в нефти может достигать 30-40% от ее массы. Полагают, что это остатки хлорофилла. 4. Обогащенность углерода нефти изотопом 12 С, что характерно для углерода органического происхождения. И, наконец, эта модель дает возможность объяснить, какой механизм концентрирует углерод в восстановленной форме. Какой механизм работает против диффузии, собирая рассеянный в природе углерод в его концентрированные сгустки. Этот механизм - живое вещество. Начальным источником углерода в верхних геосферах является мантия. В результате ее дегазации в атмосферу и гидросферу попадает двуокись углерода (СО 2). Благодаря большой подвижности и хорошей растворимости в воде диоксид углерода являются начальным и конечным звеном многочисленных его превращений. Часть диоксида углерода благодаря фотосинтезу восстанавливается, образуя углеводороды. То есть содержание углерода в осадочной оболочке в 36 раз больше средней по Земле, а в почвах и илах – в 100 раз больше. Это перераспределение - результат действия живого вещества, хотя в самой биомассе заключена лишь ничтожная часть общего углерода. Процесс жизни концентрирует углерод в восстановленной форме на поверхности Земли, в теле живых существ, которые растут, наращивая биомассу, размножаются, наращивая биомассу, а затем погибают и, либо окисляются и рассеиваются, либо сохраняются, либо концентрируются в еще большие геохимические аномалии – нефте- и газопроявления. На Земле существуют две различные ветви круговорота углерода и механизма его выхода из круговоротов биосферы – через неорганический углерод карбонатных минералов и через органическое вещество месторождений углеводородов. Обе эти ветви имеют единый источник углерода – атмосферу и гидросферу, в которые, как уже говорилось, углерод попадает из мантии. Далее по первой ветви происходит нейтрализация оснований угольной кислотой и образование солей кальция и магния (главным образом, известняка и доломита). Осаждение и растворение карбонатов (известняков и доломитов) происходят в природе неоднократно. По количеству депонированного углерода в известняках содержится в 6-7 раз больше углерода, чем в органическом состоянии. Углекислый газ водорастворим, и в океанах его растворено около 140 трлн. т (против 2,6 трлн. т в атмосфере). При недостатке СО2 растворимый бикарбонат переходит в нерастворимый карбонат (главным образом, известняки). При избытке СО2 нерастворимый карбонат (СаСО3) переходит в растворимый бикарбонат Са(НСО3 )2 . В 57 результате метаморфизма и эрозии, карбонатный углерод из известняков в виде СО2 попадает в гидросферу и атмосферу и вновь включается в круговорот. Схема геохимического круговорота углерода в природе и соотношение его изотопов (по Гольдману-Викману) Другая ветвь превращений углеродных соединений начинается с ассимиляции СО 2 в результате фотосинтеза. При этом, из окисленной формы углерод за счет энергии света переходит в восстановленную, запасая энергию. Все последующие превращения происходят с потерей энергии и уменьшением количества органического вещества. В работе этого механизма участвует кислород, а так как он плохо растворим в воде, он идет в атмосферу, увеличивая его содержание. Уже на границе докембрия – кембрия до величин, сопоставимых с современным. Живые существа не только производят кислород, но и потребляют его. В биосфере проходит реакция nCO2 + nH2O = (СН2О)n + nO2. Слева направо реакция идет как фотосинтез, справа налево – как дыхание, горение, гниение. Увеличение содержания кислорода в атмосфере (то есть смещение равновесия), возможно только при удалении одного из продуктов реакции – захоронения восстановленного, то есть не окисленного органического вещества. Кислород в атмосфере накапливается благодаря захоронению органического вещества – образованию месторождений нефти, газа, угля, горючих сланцев, торфа. 58 Происхождение скоплений природного газа Природный газ распространен в природе гораздо шире, чем нефть. Его формирование может происходить различными способами. Наиболее распространен в природе биохимический процесс, в результате переработки органического вещества бактериями. Иногда эти бактерии поселяются на нефти, которые перерабатывают ее в метан, азот и углекислый газ. В обобщенном виде современная модель формирования залежей нефти и газа в результате накопления органического вещества (ОВ) и его преобразования в углеводороды (УВ) приведена в таблице. Образование залежей углеводородов Стадия Накопление и захоронение ОВ Состояние и формы нахождения ОВ и УВ Исходное органическое вещество осадков в диффузно рассеянном состоянии. Геологические условия среды, формирующей скопления Водная среда с анаэробной геохимической обстановкой. Генерация УВ УВ нефтяного ряда в рассеянном состоянии. Потенциально нефтегазоматеринские толщи с анаэробной геохимической средой. Миграция УВ УВ в свободном и водогазорастворенн ом состоянии. Породы-коллекторы. Аккумуляция УВ Скопления УВ. Породы-коллекторы и покрышки, ловушки. Консервация УВ Скопления УВ. Разрушение скоплений УВ УВ в рассеянном состоянии. Породы-коллекторы и покрышки, ловушки, восстановительная геохимическая среда, застойный режим пластовых вод, благоприятные давления и температуры. Разрушение покрышек, или ловушек, растворение, окисление, разложение УВ. 59 Источники энергии, преобразующие ОВ, УВ и их скопления. Биохимическое воздействие организмов и ферментов, действие каталитических свойств минералов. Геостатическое давление, температура недр, высвобождающаяся внутренняя химическая энергия ОВ при перестройке в УВ, радиация из вмещающих пород. Гравитация, геодинамическое давление, гидродинамические процессы, капиллярные силы, диффузия. Гравитация, геодинамическое давление, гидродинамические процессы, капиллярные силы, диффузия. Тектонические движения, химические и биологические процессы, диффузия. НАКОПЛЕНИЕ И ЗАХОРОНЕНИЕ ИСХОДНОГО ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА, ГЕНЕРАЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ, МИГРАЦИЯ И АККУМУЛЯЦИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ. НАКОПЛЕНИЕ И ЗАХОРОНЕНИЕ ОРГАНИЧЕСКОГО ВЕЩЕСТВА Накопление и захоронение исходного органического вещества Органическое вещество накапливается в осадках в диффузно-рассеянном состоянии и разлагается под воздействием биохимических процессов и микроорганизмов (процесс протекает до глубины 50 м). Породы, содержащие более 0,5% рассеянного органического вещества, и способные в подходящих условиях генерировать углеводороды называются нефтегазоматеринскими. Такие породы накапливаются в субаквальной анаэробной среде в условиях относительно устойчивого погружения бассейна седиментации. Более всего обогащены таким веществом темные глинистые толщи, карбонатные (рифогенные) и дельтовые отложения. Общей особенностью осадочных толщ, вмещающих залежи нефти - их субаквальное происхождение, то есть осаждение в водной среде. Нефтесодержащие толщи должны обладать не менее чем 2-3 километровой мощностью. Толщи такой мощности могут накапливаться в крупных впадинах земной коры, для чего требовалось длительное и устойчивое погружение соответствующих участков. Такие участки называются осадочными бассейнами Таким образом, древние мелководные внутриконтинентальные моря, узкие морские проливы, располагающиеся между континентами, а также участки со спокойным режимом осадконакопления представляют собой типичные обстановки формирования нефтематеринских толщ. Генерация углеводородов По мере погружения осадков, при повышении температуры до 80-100°С. (10-30%) органического вещества (ОВ) преобразуется в нефть. На большей глубине (6 км) при 120°С – в газ. В различных тектонических условиях геотермическая ступень различна. На древних платформах температура растет с глубиной медленнее, чем на молодых, а в геосинклинальных областях температура растет с глубиной быстрее всего, поэтому, и глубина формирования залежей нефти различна в различных регионах. Определенную роль играют и местные факторы. Например, мощные толщи каменной соли, имеющие хорошую теплопроводность, являются «природными холодильниками». Их присутствие увеличивает величину геотермической ступени и глубину, на которой могут образовываться залежи 60 нефти. По некоторым оценкам эта величина может достигать 7 км. Диапазон газообразования значительно шире. Схема образования углеводородов на разных глубинах погружения осадков (по А. Петрову, с упрощениями) Из всей органики, содержащейся в материнских породах, которые расположены на подходящей глубине в осадочных бассейнах, на образование нефти или газа затрачивается от 30 до 70% (Хайн Н.Д., 2001) Миграция и аккумуляция углеводородов 61 Под действием высокого давления недр углеводороды отжимаются, эмигрируют из нефтематеринских пород в породы-коллекторы. Коллекторы могут находиться в переслаивании с материнскими глинами, а иногда это могут быть и сами глины, если они достаточно трещиноваты. Однако гораздо чаще коллекторы залегают выше по разрезу осадочного бассейна, чем нефтематеринские толщи, или замещают их по простиранию. В свободном, или растворенном состоянии углеводороды мигрируют по порам и трещинам по природному резервуару (внутрипластовая, или межпластовая миграция). Если миграция осуществляется по пласту, она называется боковая, или латеральная, вверх – вертикальная. Миграция происходит либо в растворе с водой (молекулярная), вместе с водой в водорастворенном состоянии, в коллоидных растворах или эмульсиях (пассивная миграция); в фазово-обособленном, свободном состоянии и путем диффузии; в состоянии газоконденсатных растворов (комбинированная миграция). Миграция проходит в природном резервуаре естественном вместилище для нефти, газа и воды, внутри которого эти флюиды могут циркулировать, и форма которого обусловлена соотношением коллектора с вмещающими его (коллектор) плохо проницаемыми породами покрышками. Миграция нефти и газа – перемещение этих веществ в земной коре в различном агрегатном состоянии. Основными факторами миграции нефти и газа являются сила тяжести, градиенты давления, температуры и концентрации УВ. Различают два этапа миграции: первичную миграцию (эмиграцию), протекающую в нефтегазопроизводящих породах, и вторичную миграцию, протекающую за пределами этих пород – в породахколлекторах и приводящую как к формированию залежей, так в дальнейшем и к их расформированию. При анализе направлений миграции учитывают: 1. Силу тяжести. В спокойном же состоянии углеводороды всплывают над водой. Однако при струйной миграции вода может увлекать углеводороды своим потоком, однако на ее перемещение действуют кроме перепада давлений силы гравитации, направленные вниз. 2. Капиллярные силы, удерживающие воду и нефть в порах. 3. Диффузию, ориентированную по градиенту концентрации вещества и направленную в сторону меньших концентраций. Особенно активно диффузия действует в газах, что ведет к разрушению залежей. В ходе миграции факторы и формы миграции меняются и переходят одна в другую. Меняются и свойства мигрирующих компонентов. 62 Миграция углеводородов идет из областей повышенного давления в области пониженного давления. Однако в этот общий принцип могут вмешаться дополнительные факторы. Миграция происходит по зонам наименьшего фильтрационного или капиллярного сопротивления, т.е., как правило, по восстанию проницаемого пласта в его кровельной части по породам с наибольшей проницаемостью до тектонического или литологического экрана. Миграция в насыщенной водой земной коре в основном является восходящей, причем, при наличии вверх по разрезу непрерывной проницаемой среды (поровой или трещинной), она осуществляется в этой среде субвертикально. При надежной изоляции покрышкой – по проницаемым породам под покрышкой сублатерально. Обычно же миграция носит смешанный, ступенчатый характер. По масштабам, миграция бывает локальная, зональная и региональная. Миграция может осуществляться в диффузном, в растворенном в воде состоянии и с пленками в воде, самостоятельно (струйная миграция) и др. Пути более ранней миграции часто наследуются углеводородами более поздних генераций. Такое наследование путей миграции является решающим условием формирования гигантских скоплений нефти и природных битумов, особенно приуроченных к неантиклинальным ловушкам. Различают внутрипластовую (внутрирезервуарную) и межпластовую (межрезервуарную) миграции. Из всего объема образовавшихся углеводородов только от 0,3 до 36% когда-либо попадает в ловушку. В среднем эта величина составляет 10%. Остальная часть сохраняется в материнской породе, теряется в процессе миграции, или выходит на поверхность (Хайн, 2004) Аккумуляция нефти и газа — процесс их накопления в ловушках. Если углеводороды по пути своего следования не встретят ловушки, они попадают на поверхность земли. Если же они встретят ловушку – они накапливаются в ней и распределяются в соответствии с силой тяжести. Скорость вторичной миграции по данным И.В. Высоцкого составляет от 12 до 700 т/год. В результате нефть и газ, рассеянные в пластовых водах, концентрируются в залежи. Главной причиной аккумуляции нефти и газа является плавучесть (всплывание в воде углеводородов в воде). Аккумуляция происходит там, где нефть и газ не могут подняться выше вследствие того, что достигнут свод антиклинали или коллектор выклинился вверх по восстанию пластов. 63 НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ КОМПЛЕКСЫ Нефтегазоносный комплекс (НГК) – это крупнейшая нефтегазоносная единица в вертикальном разрезе нефтегазоносного бассейна. Нефтегазоносный комплекс включает обычно несколько нефтегазоносных пластов (иногда более 20) и ограничен региональным флюидоупором, включает породы-коллекторы и источник углеводородов – подстилающие их нефтематеринские породы. Нефтегазоносные комплексы (НГК) Бельской впадины (по А.В. Осипову, с изменениями) Нефтегазоносные комплексы характеризуются: 1) литологическим составом и возрастом пород; 2) толщиной и площадью распространения (объѐмом); 3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород; 4) гидрогеологическими условиями; 5) генетическими и морфологическими типами ловушек; 6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа. По литолого-стратиграфическому объѐму нефтегазоносные охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью. 64 комплексы Классификации нефтегазоносных комплексов Э.А. Бакиров классифицировал нефтегазоносные комплексы по генетическому и геотектоническому признакам. В основе генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в основе геотектонического признака – характер их пространственного распространения. По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности Нефтегазоносные комплексы разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные. Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные нефтегазоносные комплексы состоят из материнских пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента. Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, нефтегазоносных комплексов нефтегазоматеринские породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещѐ не достигли главной зоны нефтеобразования. Углеводороды поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных нефтегазоносных комплексов находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки. В смешанных, или эписингенетичных нефтегазоносных комплексах залежи содержат как сингенетичные углеводроды, так и углеводороды, мигрировавшие из других комплексов. По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные нефтегазоносные комплексы принимаются в этой классификации в трактовке А. А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих нефтегазоносным провинциям или большим их частям. К субрегиональным нефтегазоносным комплексам относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный нефтегазоносный комплекс. Локальные нефтегазоносные комплексы продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками. 65 Строение проницаемой части нефтегазоносных комплексов Проницаемая или внутренняя часть нефтегазоносного комплекса по объѐму соответствует водоносному комплексу гидрогеологического бассейна - проницаемой толще пород, заключѐнной между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части нефтегазоносные комплексы можно разделить на четыре типа. К первому типу относятся нефтегазоносные комплексы, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри них могут быть лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами. Ко второму типу относятся нефтегазоносные комплексы, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. Поэтому залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более. К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчиненное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах могут быть встречены по всему разрезу нефтегазоносного комплекса. Этот тип нефтегазоносных комплексов широко распространѐн в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах). К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих нефтегазоносных комплексах нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность Нефтегазоносные комплексы данного типа во многом связана с высоким содержанием органического вещества и зонами новейшей тектонической активизации. В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых нефтегазоносных провинций выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы. Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещѐ не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения – это наличие: пород-коллекторов; 66 флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. Верхние части фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций также можо относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа. В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных нефтегазоносных комплексов. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним нефтегазоносным комплексом, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона, в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза. Многоэтажное распределение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления органического вещества, нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Таким образом, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие условия: 1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, органического вещества, ловушек, нефтяных и газовых месторождений; 2) наличие единых главных источников углеводородов; 3) относительная гидродинамическая изолированность нефтегазоносных комплексов и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части; 4) тектоническая дислоцированность от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади; 5) определѐнные палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа. 67 КЛАССИФИКАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ И МЕСТОРОЖДЕНИЙ Залежи нефти и газа, их элементы и классификации Залежь нефти и газа – единичное скопление нефти и газа в ловушке. Газ, нефть и вода располагаются в ловушке в соответствии с их плотностью. Газ, как наиболее легкий, находится в верхней части природного резервуара под покрышкой. Ниже поровое пространство заполняется нефтью, а еще ниже водой. Почти всегда залежи нефти и газа находятся под напором краевой или подошвенной воды. Исключением являются нефтяные гравитационные и некоторые литологические залежи. Залежь нефти и газа представляет собой открытую динамическую систему, в которой соотношения нефти, газа и воды меняются с течением времени. На ранних этапах накопление УВ преобладает над их рассеянием. В последующем, возможно установление равновесия и затем переход к расформированию залежи. Традиционные залежи – это залежи в пластовых природных резервуарах в гранулярном коллекторе в антиклинальной ловушке. Соответственно, к нетрадиционным относятся залежи в неантиклинальных ловушках, в негранулярных коллекторах, а также те, в которых запасы оказываются трудноизвлекаемыми для современных методов разработки. Тип залежи определяется типом природного резервуара и ловушки. Например, скопление нефти в пластовом резервуаре в сводовой части брахиантиклинальной складки называется пластовой сводовой залежью, в массивном резервуаре – массивной залежью. Залежи классифицируются по различным характеристикам. В первую очередь, это состав флюидов и форма ловушки. В зависимости от соотношения мощности слоя коллектора и высоты залежи выделяют полнопластовые и неполнопластовые (водоплавающие) залежи. Соотношение нефти и свободного газа в залежи определяет ее название. В зависимости от фазового состояния и состава основных углеводородных соединений в недрах месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются на: нефтяные (Н), содержащие только нефть, насыщенную в различной степени газом; газонефтяные (ГН), в которых основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтяную часть залежи; нефтегазовые (НГ), к которым относятся газовые залежи с нефтяной оторочкой и залежи, в которых газовая шапка превышает по объему нефтяную часть залежи; газовые (Г), содержащие только газ; газоконденсатные (ГК), содержащие газ с конденсатом; нефтегазоконденсатные (НГК), содержащие нефть, газ и конденсат классы. 68 Типы залежей по составу флюидов. 1 – нефтягые (Н), 2 – газонефтяные (ГН), 3 нефтегазовые (НГ) 4 - газовые, 5 – газоконденсатные, 6 – нефтегазоконденсатные (НГК). 1 - газ, 2 - газоконденсат, 3 - 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. В залежи выделяют следующие элементы: Кровля – граница пород-коллекторов нефтяного, или газового пласта с или газового пласта с перекрывающими их породами-флюидоупорами. Подошва - граница пород-коллекторов нефтяного, 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. Водонефтяной контакт (ВНК) - граница между нефтью и водой, Газоводяной контакт (ГВК) - граница между газом и водой. Газонефтяной контакт (ГНК) - граница между газом и нефтью Внешний контур нефтеносности (газоносности) – линия пересечения водонефтяного (газо-водяного) контакта с кровлей пласта Внутренний контур нефтеносности (газоносности) водонефтяного (газо-водяного) контакта с подошвой пласта. 69 – линия пересечения Элементы залежи. Части пласта - 1 – водяная, 2 – водонефтяная, 3 – нефтяная, 4 – газонефтяная, 5 – газовая (по Н.А. Еременко) 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. Длина залежи - максимальное расстояние по прямой, соединяющее наиболее удаленные точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы. Ширина залежи минимальный диаметр, соединяющий точки самой нижней замкнутой стратоизогипсы. По форме и происхождению также выделяются различные классы, типы и виды залежей. Классификации их разнообразны и сложны. 70 Залежи могут быть разрушены в результате действия следующих факторов: - Исчезновения ловушки из-за ее наклона (раскрытия ловушки). - Образования дизъюнктивного нарушения в покрышке. - Выведения ловушки в области, близкие к поверхности Земли (в окислительные условия). - Воздействия микроорганизмов. - Выведения ловушки на поверхность Земли. - При попадании ловушки в большие глубины и под воздействие метаморфизма (повышение давления и температуры на глубине). Так как залежи могут формироваться как из рассеянных углеводородов, (первичные), или из разрушенных залежей – (вторичные), то тектонические факторы могут привести к переформированию залежей, тогда как химические и биохимические – к необратимому их разрушению. Классификация месторождений нефти и газа Под понятием «месторождение» различные авторы понимают различные объекты. Чаще всего под месторождением понимают скопление углеводородов (нефти, газа и газоконденсата) в одной или нескольких залежах, связанных территориально, общностью геологического строения и нефтегазоносности. Под территориальной связаностью нескольких залежей понимается общность их внешнего контура, то есть полное или частичное перекрытие их контуров в проекции на земную поверхность. Площадь месторождений нефти и газа обычно составляет первые десятки сотен км², известны и гигантские по площади месторождения, площадь которых более 1000 км². В других случаях акцент ставиться на возможность промышленного использования полезного компонента, заключенного в недрах. И месторождением назовут скопление нефти, газа и попутных компонентов в недрах Земли, по количеству, качеству и условиям залегания пригодное для промышленного использования с положительным экономическим эффектом. То есть «месторождение» - это статус, который получает найденное нефте - или газопроявление после его оценки. Только примерно одно нефтепроявление из 200 получает статус месторождения. Иногда термин «месторождение» сохраняется исторически. Морфологическая классификация залежей (по А.А. Бакирову) 71 А.А. Бакиров все месторождения нефти и газа подразделил на пять типов: структурный, рифогенный, литологический, стратиграфический и литолого- стратиграфический, а затем каждый из них подразделил на группы и подгруппы. Таблица 12.1 – Классификация местоскоплений нефти и газа (по А.А. Бакирову, 1960) Тип Группа Подгруппа 1. Структурный тип, 1.1. Антиклинальным структурам приуроченный к: простого ненарушенного строения 1.2. Антиклинальным структурам 1.1.1. Антиклинальным с несоответствием структурных структурам со смещением планов отдельных стратиграфических сводовых частей 72 подразделений отдельных стратиграфических подразделений 1.2.2. Антиклинальным структурам с существенно различным строением отдельных структурных этажей 1.3. Антиклинальным структурам, осложненным разрывными дислокациями 1.4. Антиклинальным структурам, осложненным соляной тектоникой 1.5. Антиклинальным структурам, осложненным диапиризмом или грязевым вулканизмом 2. Местоскопления рифогенного типа, приуроченные к: 3. Местоскопления литологического типа, приуроченные к: 4. Местоскопления стратиграфического типа, приуроченные к участкам стратиграфических несогласий 1.6. Антиклинальным структурам, осложненным вулканогенными образованиями 1.7. Моноклиналям 1.8. Синклиналям 2.1. Одиночным рифовым массивам 2.2. Группе (ассоциации) рифовых массивов 3.1. Участкам выклинивания пластаколлектора по восстанию слоев 3.2. К участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми или к проницаемым породам, запечатанным асфальтом 3.3. Прибрежным песчаным образованиям палеоморей 3.4. Прибрежным песчаным образованиям русел и дельт палеорек 3.5. Прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров 3.6. Линзообразно залегающим пластам-коллекторам 4.1.На антиклинальных структурах 4.2. На моноклиналях 4.3. На эродированной поверхнос-ти погребенных выступов палеорельефа 73 1.5.1. Антиклинальным структурам, с открытым грязевым вулканом или открытым диапировым ядром 1.5.2. Антиклинальным структурам, с погребенным грязевым вулканом или криптодиапиром 5. Местоскопления литологостратиграфического типа, приуроченные к участкам выклинивания пластовколлекторов, срезанных эрозией и перекрытых со стратиграфическим несогласием непроницаемыми отложениями 74 НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОЕ РАЙОНИРОВАНИЕ Нефтегазогеологическое районирование  это разделение территории в зависимости от геотектонического строения и литолого-фациального состава и региональной нефтегазоносности осадочных формаций. Основная задача нефтегазогеологического  районирования установление закономерных связей генетически различных групп регионально нефтегазоносных территорий с теми или иными типами крупных геоструктурных элементов земной коры, связанными с ними формациями, а также сравнительная оценка перспектив нефтегазоносности различных частей изучаемой территории с определением мест возможной концентрации наибольших ресурсов нефти и газа. Эти материалы, как правило, лежат в основе выбора оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ. Конечная цель нефтегазогеологического районирования  научно обоснованные принципы прогнозирования нефтегазоносности и поисково-разведочных работ. Некоторые исследователи, развивая взгляды И.М. Губкина, в качестве основных подразделений крупных нефтегазоносных территорий выделяют нефтегазоносные провинции, области и районы (хотя и здесь достаточно часто в указанные термины вкладывается разное содержание), другие  в качестве основных подразделений крупных нефтегазоносных территорий рассматривают нефтегазоносные бассейны. Поэтому в современной научной литературе и производственных отчетах используются разные классификации нефтегазоносных территорий. Определяющим районирования для нефтегазоносных бассейнов является единство условий генерации углеводородов и ведущим принципом выделения является режим тектонических движений нефтегазоносным и условия провинциям – осадконакопления. современное При районировании геотектоническое положение по и геоструктурные особенности, определившие сходные черты геологического строения и единство условий нефтегазонакопления. Кроме того, выделяется еще нефтегазоносная формация, представляющая собой естественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятными для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу. 75 Сравнительная иерархия объектов нефтегазогеологического районирования (провинциальная и бассейновая) Нефтегазоносная провинция Нефтегазоносный бассейн Нефтегазоносная область Нефтегазоносный регион Нефтегазоносный район Ареал нефтегазонакопления Зона нефтегазонакопления Зона нефтегазонакопления Месторождение Месторождение Залежь Залежь Основными единицами расчленения разреза являются:  этаж нефтегазоносности;  нефтегазоносный комплекс;  природный резервуар;  пласт. Нефтегазоносным пластом называется толща проницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами. Нефтегазоносный горизонт представляет собой группу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически связанных пластов внутри нефтегазоносного комплекса. Нефтегазоносный комплекс - это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрышкой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу. Нефтегазогеологическое районирование проводится на геоструктурной основе, и элементы районирования включают объекты со сходными условиями нефтегазонакопления, а разделение их обусловлено выделением структурных элементов разного ранга. При этом учитываются:  степень сходства тектонического строения,  состав формаций,  закономерности размещения месторождений,  приуроченность к определенным структурам и литологическим комплексам. Залежи и месторождения, связанные с геоструктурными элементами соответствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеологического районирования наиболее низкого уровня. Залежи могут располагаться на одном, или нескольких этажах нефтегазоносности - в частях геологического разреза, отличающихся возрастом, строением, находящихся на различных высотах, и, обычно, разведываемых и разрабатываемых самостоятельно. 76 В результате районирования выделяются конкретные объекты нефтегазогеологического прогнозирования. В принципиальном плане обособляются четыре иерархических уровня прогноза: - глобальный или надрегиональный прогноз - оцениваются в целом провинции, бассейны, крупные нефтегазоносные комплексы; - региональный прогноз - оцениваются структуры 1 порядка, а также крупные составные части провинций и нефтегазоносных комплексов; - зональный или среднемасштабный прогноз - оцениваются структуры II порядка, а в их пределах отдельные нефтегазоносные комплексы; - локальный прогноз - оцениваются локальные структуры, ловушки неструктурного типа, а также пласты и группы сближенных неразделенных пластов. Базовым для прогнозной оценки ресурсов России является среднемасштабный прогноз. Ресурсы более крупных объектов оцениваются методом суммирования входящих в них среднемасштабных объектов. Широкое распространение получило понятие «направление геологоразведочных работ», примерно соответствующее понятию «плей» (play, exploration play). Это трехмерное геологическое пространство, включающее совокупность однотипных (открытых или предполагаемых) месторождений, поиски и разведка которых ведутся по одной методике и сходным комплексом технических средств в пределах одного нефтегазоносного этажа и одной тектонической зоны. Помимо естественных геологических границ (простых или сложных), объекты прогноза могут иметь ограничения, связанные с использованием различных технических средств. Эти ограничения определяются, глубиной размещения залежей, гидрографическими характеристиками акваторий и др. Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловушкам, составляющим единую группу, осложняющую структуру более высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления. Для таких зон характерны преимущественная приуроченность залежей к одним и тем же пластам, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков, закономерное изменение положений ВНК, ГВК и ГНК, степени заполнения ловушек, фазового состояния и свойств УВ. Зоны нефтегазонакопления наряду со структурным фактором могут контролироваться различного рода литолого- стратиграфическими факторами, в зависимости от которых выделяют классы, группы и подгруппы таких зон. 77 Иногда углеводороды заполняют ловушки, соответствующие тектоническому рангу зоны нефтегазонакопления. Поэтому некоторые гигантские месторождения представляют собой целые зоны. Классификация зон нефтегазонакопления (по А.А.Бакирову) Класс Группа Подгруппа Линейно-вытянутых Отдельных локальных поднятий вала положительных структур платформ, Единого скопления контролируемого складчатых и поднятием в целом переходных областей Куполовидных поднятий Региональных разрывных нарушений Отдельных локальных поднятий купола Единого скопления контролируемого поднятием в целом Систем локальных поднятий вдоль региональных разрывов Моноклиналей, нарушенных разрывами Систем линейно-вытянутых соляных Зон солянокупольной куполов тектоники Систем соляных куполов концентрически округлых очертаний Зон регионального развития трещиноватости Участки тектонической трещиноватости Участки седиментационной трещиноватости Атоллов Рифогенный Барьерных рифов Регионального замещения и выклинивания Регионального замещения Песчаных образований вдоль прибрежных частей палеоморей Систем баров Участков региональных стратиграфических несогласий Стратиграфический Зон регионального срезания и несогласного перекрытия коллекторов покрышками Литологостратиграфический Зон выклинивания коллекторов, несогласно перекрытых флюидоупорами. Литологический Регионального выклинивания Систем прибрежно - дельтовых образований палеорек Участков вулканогенных пород, несогласно залегающих среди толщ осадочного генезиса Зон выклинивания и стратиграфического срезания коллекторов на склонах поднятий и бортах впадин Зон выклинивания и стратиграфического срезания коллекторов вблизи эродированных выступов фундамента 78 Примером зоны нефтегазонакопления может служить Жигулевская зона нефтегазонакопления. Жигулевская зона нефтегазонакопления (по Нефтегазоносные…, 1979) Нефтегазоносный район это ассоциация зон нефтегазонакопления, характеризующихся общностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления. Для района характерны наличие в разрезе одних и тех же горизонтов, прослеживаемость в них направлений миграционных потоков и закономерное от зоны к зоне изменение фазового состояния и физико-химических свойств УВ. Нефтегазоносный район представляет собой часть более крупной единицы – нефтегазоносной области. Основные признаки нефтегазоносного района: геоструктурная характеристика, строение приуроченных к нему месторождений (или зон нефтегазонакопления), возраст нефтегазоносных комплексов, условия накопления и залегания нефти и газа, фазовое состояние углеводородов в залежах. В качестве примера нефтегазоносного района приведены нефтегазоносные районы полуострова Ямал. Нефтегазоносная область - это ассоциация смежных нефтегазоносных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уровнем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризоваться общностью геологического строения 79 и историей развития, включая палеографические условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная область  территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов нефтегазоносной провинции, характеризующаяся общностью геологического строения и истории развития, включая палеогеографические и литолого-фациальные условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение значительных периодов геологической истории. Нефтегазоносные районы полуострова Ямал (Ямальская нефтегазоносная область) Х.1-1 – Малыгинский НГР, Х.1-2 – Тамбейский НГР, Х.1-3 – Нургинский НГР, Х.1-4 – Южно-Ямальский НГР, Х.1-5 – Щучьинский НГР. Фрагмент карты нефтегазоносности Ямало-Ненецкого автономного округа из атласа нефтегазоносности субъектов Российской федерации. Л. № 19. ФГУП ВНИГНИ, Москва, 2009 80 На рисунке в качестве примера приведена схематическая карта нефтегазоносной области Северного моря. Нефтегазоносная область Северного моря (Горная энциклопедия) Нефтегазоносная область выделяется как часть нефтегазоносной провинции либо как самостоятельная территория. Нефтегазоносная провинция представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах одного крупнейшего геоструктурного элемента или их 81 группы. Все нефтегазоносные области, принадлежащие одной провинции, характеризуются сходством главных черт геологического строения и развития, в том числе общностью стратиграфического диапазона нефтегазоносности, геохимических, литолого-фациальных и гидрогеологических условий. В зависимости от геологического строения территории, выделяются провинции платформенного (связанные с молодыми и древними платформами), переходного и геосинклинального типа. Карта нефтегазоносных провинций Российской федерации В складчатых территориях нефтегазоносные провинции объединяются в пояса нефтегазоносности – совокупность нефтегазоносных провинций в пределах той, или иной системы складчатости, генетически связанных с ее формированием. На платформах выделяются ассоциации нефтегазоносных провинций. Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность которых еще не доказана, но предполагается, принято называть нефтегазоперспективными. Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными пластами, горизонтами и комплексами. Нефтегазоносный район, как и нефтегазоносные провинции, и нефтегазоносные области, по соотношению разведанных запасов нефти и газа подразделяют на: нефтеносные (нефти свыше 90%), газоносные (газа свыше 90%), нефтегазоносные, газонефтеносные (по преобладанию нефти или газа). 82 НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ (ПРОВИНЦИИ) Промышленные месторождения нефти и газа открыты в различных частях России и сопредельных стран – от акватории и побережья Северного Ледовитого океана до пустынь Средней Азии, от Предкарпатья и акватории Балтики до Восточной Сибири и острова Сахалин. В России и сопредельных странах в пределах платформенных, складчатых и переходных территорий выделено 25 нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных мегапровинций, провинций и субпровинций. Почти каждая из них включает несколько нефтегазоносных областей и районов. Нефтегазоносные провинции России. (по https://geographyofrussia.com/neftegazonosnye-i-gazoneftenosnye-bassejny/) Помимо выявленных нефтегазоносных провинций на территории России и сопредельных стран выделяются перспективные территории. Особо выделяются площади, связанные с шельфами (акваториями), освоение которых - сложная проблема ввиду неблагоприятных природно-климатических условий, слабой изученности, но где уже открыты крупнейшие по запасам месторождения газа и нефти. Разработка таких площадей 83 требует огромных финансовых вложений (Штокмановское месторождение в Баренцевом море). Нефтегазоносные провинции разделяются на провинции, связанные с платформами (древними и молодыми), переходными территориями (предгорными прогибами) и складчатыми территориями (межгорными прогибами). Большая часть нефтегазоносных провинций России и сопредельных стран находится в пределах платформ. Провинции складчатых территорий приурочены к межгорным впадинам, прогибам или синклинориям в основном альпийской складчатости (Кавказ и др.). Провинции переходных территорий соответствуют предгорным прогибам. Промышленное значение провинций также различное. Основная добыча нефти и газа производится из недр ЗападноСибирской нефтегазоносной провинции. Значительное количество нефти и газа добывается в Волго-Уральской, Прикаспийской, Тимано-Печорской и Туранской нефтегазоносных провинциях. Большие потенциальные возможности открытия новых месторождений нефти и газа связываются с Лено-Тунгусской, Лено-Вилюйской, Дальневосточной (Охотской) провинциями, которые изучены еще недостаточно. Не исчерпаны возможности и таких старейших нефтегазоносных провинций, как Закавказская, Предкарпатская, ЗападноТуркменская и промышленности др. Все России возрастающую приобретают роль в развитии Баренцевоморская и нефтегазодобывающей другие перспективные провинции и области, приуроченные к шельфам и акваториям морей, преимущественно арктических. Основные характеристики нефтегазоносных провинций России и сопредельных государств приведено в таблице (по Л.В. Каламкарову). Нефтегазоносные провинции России и сопредельных стран Провинция 1. Волго-Уральская 2. ТиманоПечорская 3. Прикаспийская Мощность Основные Примеры осадочного нефтегазоносные месторождений чехла в км комплексы Нефтегазоносные провинции древних платформ Древняя (докембрийская) русская платформа Волго-Уральская Ромашкинское, 1-6 P,C,D синеклиза Оренбургское Печорская Усинское, 1-7 T, P ,C, D, S, O синеклиза Шапкинское Прикаспийская 6-16 K, J, T, P, C, D Тенгиз, Астраханское Тектоническая структура 84 ДнепровскоДонецкий грабен, Речицкое 2-10 J, T, P, C, D Припятская Шебелинское впадина Балтийская Красноборское, 5. Прибалтийская 1 – 3,5 S, O, C, синеклиза Ушаковское Сибирская (Восточно-Сибирская) платформа 6. Ангаро-Ленская Лено-Тунгусская Марковское, 2-7 Є, V, R (Лено-Тунгусская) плита Среднеботуобинское Вилюйская 7. Лено-Вилюйская 2-14 J, T, P, Средневилюйское синеклиза 8. ЕнисейскоЕнисейХатангская Хатангский, Лено2-11 K, J, T, P Пеляткинское (ЕнисейскоАнабарский Анабарская) прогибы Нефтегазоносные провинции молодых платформ Западно9. Западно Сибирская 1,5-5,5 K, J Самотлор, Уренгой Сибирская эпигерцинская плита Туранская 10. Туранская эпигерцинская 2-6 P, K, J, T плита 11.ПредкавказскоСкифская Крымская эпигерцинская 2-6 N, P, K, J, T, P (Скифская) плита Нефтегазоносные провинции складчатых территорий (геосинклинальные) Закавказский межгорный 12. Закавказская прогиб, Южно3-10 N, P, K Нефтяные камни Каспийская впадина Западно13. ЗападноТуркменская 1-15 N, P, Газли Туркменская межгорная впадина Ферганская, Таджикская, Чу14. ТяньшаньСарысуйская 2-9 N, P, K, J, P, C, D Памирская межгорные впадины Синклинории о-ва 15.Дальневосточная Сахалин и п-ва 2-6 N (Охотская) Камчатки Нефтегазоносные провинции переходных территорий Предуральский 16. Предуральская 4-14 P, C, D, S, O прогиб Предкарпатский 17. Предкарпатская 2-8 N, P, K, J прогиб 18. Предкавказская Предкавказский 4-12 N, P, K, J, T 85 4. ДнепровскоПрипятская прогиб Предверхоянский 19.Предверхоянская 2-14 J прогиб Нефтегазоносные провинции арктических морей России Баренцевоморская 20.Баренцевоморская 3-18 J, T древняя плита Провинции платформенного типа. В таких провинциях структурные ловушки обычно имеют простое строение. Как правило, это антиклинали и купола пологие (1- 3° и менее) небольшой амплитуды (десятки метров до 100 реже - более 100 метров). Платформенным территориям свойственно наличие в разрезе отложений соленосных толщ. Соленосные толщи выполняют роль очень надежной региональной покрышки для залежей нефти и газа. В ряде провинций платформенных областей широко развиты карбонатные толщи, в том числе органогенного происхождения (в Урало-Поволжье, Прикаспии и др.). Нередко ими образованы рифогенные постройки, формирующие зоны нефтегазонакопления. В рифогенных постройках на платформах известны значительные скопления нефти и газа, связанные с большими объемами массивного природного резервуара, даже в случае невысоких коллекторских свойств карбонатных пластов. Залежи нефти и газа на месторождениях платформенных областей в основном сводовые, иногда с замещением коллекторов глинами. В районах, где развита соляная тектоника, встречаются залежи приконтактового типа, экранированные соляным куполом (штоком соли) сводовые над куполом, а также - тектонически-экранированные и связанные с выклиниванием пласта-коллектора. Реже встречаются залежи литологические, стратиграфические и литолого-стратиграфические. Среди литологических встречаются как литологически экранированные, связанные с замещением песчано-алевролитовых коллекторов глинами (аргиллитами), так и литологически ограниченные, например, рукавообразные (шнурковые) и др. В геологическом строении нефтегазоносных провинций платформенных территорий выделяются осадочный чехол и складчатый фундамент, сложенный породами различного возраста. В связи с этим платформы делятся на две группы – древние (с докембрийским фундаментом) и молодые (с палеозойским фундаментом). Провинции складчатых и переходных территорий. Нефтегазоносные провинции этих типов связаны с межгорными прогибами (синклинориями) и предгорными прогибами, отделяющими платформы от горных сооружений, в настоящее время активно погружающимися и покрывающимися осадками. Месторождения часто разбиты разломами, приурочены к опрокинутым складкам и надвигам. В складчатых и переходных областях 86 структурные ловушки обычно сложного строения. Это узкие длинные антиклинали, нарушенные разломами: взбросами, сбросами, надвигами. Складки с крутыми крыльями, как правило, асимметричные. В условиях надвинутого залегания наблюдаются опрокинутые складки, вплоть до лежачих Амплитуда большинства складок составляет от сотни метров до километра и более. Нередко складки, осложнены многочисленными разломами, проявлениями диапиризма и грязевого вулканизма. Часто амплитуда смещения по разломам отдельных частей продуктивных пластов намного превышает их мощность. В этих областях локальные скопления и зоны нефтегазонакопления связаны с антиклинальными зонами. Характерно, также несоответствие структурных планов по отдельным стратиграфическим подразделениям разреза. Месторождения обычно разбиты разломами на блоки. Для складчатых и переходных областей характерны тектонически экранированные и блоковые залежи углеводородов, однако встречаются сводовые, висячие и др. Здесь также встречаются и зоны рифовых массивов. В пределах территорий переходного типа выделяются нефтегазоносные субпровинции и области, связанные с предгорными или краевыми прогибами складчатых сооружений (Карпаты, Кавказ, Урал и др.). Для них характерно в процессе геологического развития интенсивное прогибание с большой амплитудой, большой мощностью осадочных образований, значительной их дислоцированностью с развитием многочисленных разрывных тектонических нарушений и с широким диапазоном нефтегазоносности. Нефтегазоносность Мира Распределение месторождений нефти и газа в недрах очень неравномерно. Заведомо лишены промышленных залежей глубины океанов и срединно-океанические хребты, кристаллические щиты древних платформ с выходами на поверхность глубокометаморфизованных пород докембрия, осевые зоны складчато-покровных горных сооружений, сложенные интенсивно дислоцированными и в той или иной степени метаморфизованными толщами пород. Но уже в последнем случае следует сделать оговорку: по периферии таких сооружений под тектоническими покровами кристаллических пород нередко обнаруживают неметаморфизованные и нефтегазосодержащие толщи, ярким примером могут служить Скалистые горы Канады и США. Уже давно нефть и газ добывают не только на суше, но и в акваториях, начало чему было положено на Каспии и в Мексиканском заливе. При этом в поисках залежей нефти бурение уходит на все большие глубины моря; чемпионом в этом отношении является Бразилия, где добычу ведут уже на глубине более 1700 м. Открытие месторождений нефти и газа в Северном море превратило Великобританию и Норвегию из потребителей нефти и газа 87 в ее экспортеров. Богатейшим нефтегазоносным регионом в масштабе всей планеты является регион Персидского залива. Двумя другими крупнейшими нефтегазоносными бассейнами являются Западно-Сибирский бассейн, благодаря запасам газа которого Россия занимает первое место в мире, и бассейн Мексиканского залива (США, Мексика). Основные нефтегазоносные бассейны Мира (по А. Перродону с изменениями): 1 – с доказанной и 2 – с предполагаемой нефтегазоносностью Вертикальная зональность размещения месторождений углеводородов. Максимальные суммарные извлекаемые запасы нефти и газа (порядка 85%) приурочены к интервалу глубин 1000—3000 м; но, несомненно, эти значения будут меняться по мере освоения больших глубин. Стратиграфическая зональность размещения месторождений углеводородов – это приуроченность большей части крупнейших месторождений углеводородов к определенным стратиграфическим подразделениям. Основная доля выявленных мировых ресурсов нефти и газа сконцентрирована в разрезе литосферы в отложениях мезозойской системы, причем отложения мелового возраста наиболее продуктивны. Соотношение запасов углеводородов и глубин залегания Глубины, км Запасы, % Глубины, км 88 Запасы, % нефти газа нефти газа 2—3 34 30 До 0,5 0,4 0,5-1 6 5,6 3-4 7 10 1—2 52 54 Более 4 0,6 0.4 Распределение начальных разведанных запасов нефти и газа крупных месторождений мира по стратиграфическим подразделениям (по А. А. Бакирову) Запасы, % Стратиграфические подразделения нефти газа Кайнозой (неоген + палеоген) 25,5 11,3 Мезозой 67,67 62,4 Мел 39,2 45,5 Юра 28,37 4,0 Триас 0,1 12,9 Палеозой 6,8 26,3 Пермь, карбон, девон 3,7 25,8 Силур, ордовик и кембрий 3,1 0,5 Кристаллические и метаморфические породы фундамента 0,1 По мнению В.Ф. Раабена (1976), приуроченность основных выявленных мировых ресурсов нефти и газа к мезозойским отложениям объясняется тем, что в этом стратиграфическом комплексе процессы генерации и аккумуляции углеводородов завершились сравнительно недавно, а интенсивность этих процессов была близка к максимальной. Рассеяние углеводородов по сравнению с палеозойскими комплексами было относительно невелико. В палеозойских отложениях также образовывалось максимальное количество углеводородов, однако процессы генерации и аккумуляции завершились намного раньше, чем в мезозое, и многие залежи к настоящему времени уже разрушены. В кайнозойских отложениях процессы генерации и аккумуляции углеводородов пока не завершились. Подробнее анализ стратиграфической зональности углеводородов сделал М.С. Модылевский в 1978 г., проанализировав геологические запасы крупных месторождений нефти и газа в Мире. 89 Распределение запасов крупных месторождений нефти в Мире в % (по Модылевскому) Распределение запасов крупных месторождений газа в Мире в % (по Модылевскому) Одним из основных факторов, способствующих высокой концентрации запасов нефти или газа в каком-либо стратиграфическом комплексе, являются его толщина и глубина погружения — как результат тектонических прогибаний. 90 ПОНЯТИЕ О РЕСУРСАХ И ЗАПАСАХ Ресурсы – количество нефти, горючих газов и попутных компонентов, которое содержится в не вскрытых бурением ловушках, нефтегазоносных или перспективных нефтегазоносных пластах, горизонтах или комплексах. Запасы – это количество нефти, горючих газов и содержащихся в них попутных компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах. Запасы и ресурсы подразделяют на: - геологические – находящиеся в недрах; - извлекаемые - которые можно добыть экономически эффективным способом. Начальные суммарные ресурсы (НСР) объединяют накопленную добычу, разведанные и предварительно оцененные запасы открытых месторождений, перспективные и прогнозные ресурсы. Текущие суммарные ресурсы (TCР), которые не учитывают нефти, газа и конденсата, добытой в районе за весь период с начала разработки месторождений. Балансовые - экономически выгодные для разработки (ставят на Государственный баланс), - промышленные - нормально-рентабельные - условно-рентабельные, - непромышленные. Полные ресурсы - отвечают общему теоретическому объему нефти, газа и конденсата, аккумулированном в недрах нефтегазоносном бассейне в результате его геологической эволюции. Реально оцениваемые (учитываемые) ресурсы повсеместно являются более низкими, так как в них не попадают мелкие залежи и нефтегазопроявления. Ресурсы и запасы описываются следующими характеристиками - Количество (в тоннах (баррелях) для нефти и в м3 – для газа). - Место (например, мира, страны, пласта, региона). - Достоверность, надежность знаний, выражающаяся понятием «категория». В настоящее время в нашей стране предполагается, что нефти и газа (ресурсы) значительно больше, чем найдено (запасы), и больше, чем уже добыто (накопленная добыча). 91 Доля различных видов энергетических ресурсов в мире в % (по Лаверенову, 2011) Ресурсы и запасы нефти и газа, их категории В мире действуют различные классификации ресурсов и запасов нефти и газа – рамочная классификация ООН, различные национальные классификации, международные классификации (классификации SEC и PRMS SPE/WPC/AAPG/SPEE). Классификации меняются по времени. Только с 1991 года в России последооватльно сменили друг друга 4 классификации. В настоящее время в России действует классификация ресуров и запасов 2013 года, введенная в действие в 2016 г. РАМОЧНАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ ООН В 1990-х годах Организация Объединенных Наций с целью гармонизации национальных классификаций поставила перед собой задание разработать единую международную классификацию запасов нефти. Результатом работы ООН стала Рамочная классификация ископаемых энергетических и минеральных ресурсов и запасов от 2009 года. Согласно ее положениям, запасы «черного золота» делятся на основании трех главных критериев:  геологическая изученность (G). 92  обоснованность и статус проекта освоения недр, технологическая доступность  социальная и экономическая жизнеспособность проекта (E); (F); Комбинация трех вышеуказанных критериев и создает трехмерную систему. Схема рамочной классификации ООН: G – ось геологической изученности 4 – рекогносцировка, 3 – поиски, 2 – предварительная разведка, 1 – детальная разведка. F – ось экономической и технологической изученности: 3 – начальная оценка (на основе геологических параметров), 2- предварительная оценка, 1 – детальная оценка; Е – ось экономической эффективности: 3 – возможно экономические запасы, 2 – потенциально экономические запасы, 1 – экономические запасы КЛАССИФИКАЦИЯ SEC Классификация соответствует требованиям Нью-Йоркской фондовой биржи и является руководством для проведения оценок запасов углеводородов. Запасы нефти газа и конденсата классифицированы следующим образом: 1. Доказанные (PROVED) Доказанные запасы нефти и газа представляют собой расчетный объем пластовой нефти, природного газа и газоконденсата, геологические и технологические данные по которому свидетельствуют о том, что с обоснованной уверенностью данный объем может быть добыт из известных продуктивных пластов в существующих экономических и эксплуатационных условиях. Цена рассчитывается как невзвешенное среднеарифметическое 93 цен на 1 число каждого месяца в пределах 12-месячного периода, предшествующего дате оценки. Цены включают в себя возможное повышение цен, если таковое будет вызвано договоренностями в соответствии с контрактом, а не изменением условий. 1. Продуктивные пласты считаются доказанными, если их экономическая продуктивность подтверждена либо фактической добычей, либо обоснованными испытаниями пласта. Площадь такого пласта включает в себя (а) область, контур которой обозначен бурением и по границам ГНК и/или ВНК (если существует) и (б) смежные неразбуренные части пласта, которые могут быть с достаточной степенью вероятности оценены как промышленные запасы на основе имеющихся геологических и технологических данных. Флюидоконтакт должен быть встречен в фактической скважине. Если этого не произошло, для определения флюидоконтакта разрешается использовать «надежные технологии» с условием, что есть обоснованная уверенность в этих технологиях. При отсутствии данных по контактам флюидов минимальное залегание углеводородов считается доказанным контуром нефтегазоносности. 2. Запасы, промышленная разработка которых возможна путем использования методов повышения нефтеотдачи (например, закачивание в пласт жидкости), включаются в категорию доказанных при условии:  есть «обоснованная уверенность», подтвержденная или пилотными проектами на этом же пласте (или в пределах области, где пластовые свойства не лучше, чем в целом на рассматриваемом пласте), или действующими проектами на таком же или «похожем пласте», или другими свидетельствами «надежности технологии»;  проект был согласован к внедрению всеми необходимыми инстанциями, включая правительство. 3. В категорию доказанных запасов не входит:  Нефть, которая может иметься в наличии в известных продуктивных пластах, но классифицируемая как предполагаемые дополнительные запасы.  Пластовая нефть, природный газ или газоконденсат, в отношении промышленной добычи которых существуют обоснованные сомнения из-за геологии, характеристик пласта или экономических факторов.  Пластовая нефть, природный газ или газоконденсат, которые могут быть найдены в неразбуренных объектах. 4. Разрешено включать в категорию доказанных «нетрадиционные» запасы углеводородов, добываемых из «...нефтеносных песков, глин, угольных пластов или других невозобновляемых природных ресурсов, перерабатывать в нефть или газ». 94 которые впоследствии предполагается 5. Разрешается использование или детерминистического или вероятностного метода оценки запасов. В зависимости от состояния разработки доказанные запасы делятся на доказанные разрабатываемые и доказанные неразрабатываемые запасы. 2. Доказанные разрабатываемые запасы нефти и газа Доказанные разрабатываемые запасы нефти и газа представляют запасы, добыча которых предполагается из существующих скважин, существующим оборудованием и существующими методами. Предполагаемое увеличение нефти и газа в результате закачивания жидкости в пласт и других методов увеличения нефтеотдачи для поддержания природных сил и первичных методов добычи включается в доказанные разработанные запасы только в том случае, если в результате пилотного проекта или работы установленной программы было подтверждено увеличение добычи, которое может быть достигнуто. 3. Доказанные неразрабатываемые запасы нефти и газа Доказанные неразрабатываемые запасы нефти и газа представляют запасы, добыча которых предполагается из новых скважин в неразбуренной области или из существующих скважин, если при этом для повторного освоения требуются значительные затраты. При этом в эту категорию должны включаться только те запасы в неразбуренной области, в отношении которых существуют достаточная уверенность по поводу того, что после бурения определенный объем добычи будет достигнут. Запасы из других неразбуренных объектов могут быть отнесены к категории доказанных только в том случае, если возможно продемонстрировать, что эти объекты являются неразрывным продолжением существующего продуктивного пласта. Не следует включать в доказанные неразработанные запасы те области, где предусматривается закачка жидкости в пласт или использование других методов нефтеотдачи, за исключением случаев, когда эффективность данной технологии была доказана фактическими испытаниями в той же самой области и для того же самого коллектора, или на пласте-аналоге. Для неразбуренных запасов должен существовать утвержденный план разработки, в котором в ближайшие 5 лет было бы запланировано бурение скважин на неразбуренной области. 4. Недоказанные (UNPROVED) Разрешается частичное раскрытие вероятных и возможных запасов. Определение вероятных и возможных запасов в общих чертах повторяет определение SPE-PRMS. Вероятные и возможные запасы могут использоваться для отражения возможного увеличения уровня добычи по сравнению с добычей доказанных запасов. 95 Раскрытие вероятных и возможных запасов является необязательным и целиком остается на усмотрение компании. КЛАССИФИКАЦИЯ SPE-PRMS Наиболее распространенной в мировой нефтегазовой промышленности является система управления ресурсами и запасами углеводородов SPE-PRMS (Petroleum Resources Management System). Классификация, разработанная в 1997 году Обществом инженеровнефтяников (Society of Petroleum Engineers, SPE) совместно с Мировым нефтяным конгрессом (World Petroleum Congress, WPC) и Американской ассоциацией геологовнефтяников (AAPG), в последующие годы была дополнена разъясняющими и вспомогательными документами, и в 2007 была принята новая редакция системы. Стандарты SPE-PRMS не только оценивают вероятность присутствия нефти в месторождении, но и учитывают экономическую эффективность извлечения этих запасов. При определении эффективности учитываются такие факторы, как затраты на разведку и бурение, транспортировку, налоги, существующие цены на нефть и многие другие. По данной классификации запасы делятся на категории «доказанные», «вероятные» и «возможные» в зависимости от оценки шансов их извлечения. Таким образом, у доказанных запасов шанс быть добытыми равняется 90%, у вероятных – 50%, а у возможных он самый низкий – 10%. Так же эта классификация оценивает ресурсы углеводородов. Классификация SPE-PRMS ДЕЙСТВУЮЩАЯ РОССИЙСКАЯ КЛАССИФИКАЦИЯ 2013 ГОДА Действующая Российская классификация является результатом эволюции Советских классификаций. На рисунке показана последовательность создания классификации. 96 Хроника создания Российских классификаций нефти и горючих газов По изученности и степени промышленного освоения выделяются ресурсы и запасы, разделенные на более дробные единицы соответствующих категорий. Запасы залежей и месторождений подразделяются на: - геологические запасы - количество нефти, газа и содержащихся в них компонентов, которое находится в недрах в изученных бурением залежах. - извлекаемые запасы - часть геологических запасов, которые могут быть добыты из залежи (месторождения) за весь срок разработки при оптимальных проектных решенях с использованием доступных технологий с учѐтом соблюдения требований по охране недр и окружающей среды. Ресурсы подразделяются на: - геологические ресурсы - количество нефти, газа содержащихся в невскрытых бурением ловушках, наличие которых в недрах предполагается на основе геологических представлений; - извлекаемые ресурсы - часть геологических ресурсов, которые прогнозируется извлечь из недр с использованием доступных технологий. Запасы и ресурсы концентрируются в залежах, месторождениях или предполагаются в недрах в ловушках, нефтегазоносных комплексах или просто в недрах. Месторождения и залежи нефти и газа подразделяются по фазовому состоянию, по величине запасов и стадиям освоения и сложности геологического строения. 97 1. Классификация по фазовому состоянию и по содержанию конденсата Классификация по фазовому состоянию и по содержанию конденсата 2. По величине извлекаемых запасов месторождения нефти и газа Классификация месторождений по величине извлекаемых запасов 3. (залежи) По сложности геологического строения выделяются месторождения 98 Залежь (месторождение) простого строения (по Р.М. Курамшину) Залежь Залежь (месторождение) (месторождение) очень сложного строения сложного строения Классификация месторождений по сложности геологического строения Простого строения - однофазные, связанные с ненарушенными или слабонарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств по площади и разрезу. Сложного строения - одно- и двухфазные, с невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами либо тектонических нарушений. Очень сложного строения - одно- и двухфазные, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и фильтрационно-емкостных свойств продуктивных пластов 4. По степени освоения месторождения (залежи) нефти и газа подразделяются – разрабатываемые - месторождения, на которых осуществляется добыча на: углеводородов, – разведываемые - месторождения, на которых проводятся геолого-разведочные работы, и может осуществляться добыча в рамках проекта пробной эксплуатации залежи, месторождения или эксплуатация отдельных скважин. 5. По степени геологической изученности выделяются категории ресурсов и запасов 99 ЗАПАСЫ ЗАЛЕЖЕЙ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ ЗАЛЕЖЕЙ РАЗВЕДЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ МЕСТОРОЖДЕНИЙ А РАЗБУРЕННЫЕ, РАЗРАБАТЫВАЕМЫЕ - В1НЕРАЗБУРЕННЫЕ, С1РАЗВЕДАННЫЕ РАЗВЕДАННЫЕ В2 НЕРАЗБУРЕННЫЕ ОЦЕНЕННЫЕ С2 ОЦЕНЕННЫЕ РЕСУРСЫ D0 ПОДГОТОВЛЕННЫЕ DЛ ЛОКАЛИЗОВАННЫЕ D1ПЕРСПЕКТИВНЫЕ D2 ПРОГНОЗИРУЕМЫЕ Общая схема классификации запасов и ресурсов Ресурсы (категория D) Подразделяются на категории: D0 (подготовленные), Dл (локализованные), D1 (перспективные), D2 (прогнозируемые). Критерием выделения категорий является изученность по площади и разрезу параметрическим и поисковым бурением, геофизическими, геохимическими и другими видами поисково-разведочных работ. Категория D2 (прогнозируемые) оцениваются в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Отражают потенциальную возможность открытия месторождений нефти и газа в регионе, и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ. Категория D1 (перспективные) оцениваются в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых доказана. Отражают возможность открытия месторождений нефти и газа в оцениваемом регионе и используются для проектирования региональных геолого-разведочных работ на нефть и газ, выбора районов и установления очередности проведения на них поисковых работ. Категория Dл (локализованные) выделяются по результатам поисковых в пределах районов с доказанной промышленной нефтегазоносностью. Локализованные ресурсы нефти и газа используются при планировании геолого-разведочных работ по подготовке ловушек к поисковому бурению и подготовке ресурсов категории D0. 100 Прогнозные ресурсы природного газа в бассейнах нефтегазонакопления в России (По данным информационно-аналитического центра «Минерал» http://www.mineral.ru/facts/russia/131/292/index.html) Категория D0 (подготовленные) – выделяются в подготовленных к бурению ловушках в районах с доказанной промышленной нефтегазоносностью или в не вскрытых бурением продуктивных пластах открытых месторождений. Форма, размеры и условия залегания предполагаемых залежей определены по результатам геолого-геофизических исследований, толщина и фильтрационно-емкостные свойства пластов, состав и свойства углеводородов принимаются по аналогии с открытыми месторождениями. Подготовленные ресурсы категории D0 отражают возможность открытия залежей нефти и газа в подготовленной к поисковому бурению ловушке и используются для проектирования поисковых работ. 101 Перспективные ресурсы природного газа в бассейнах нефтегазонакопления в России (По данным информационно-аналитического центра «Минерал» http://www.mineral.ru/facts/russia/131/292/index.html) Запасы (категории С, В, А) Запасы нефти и газа подразделяются по степени промышленного освоения и по степени геологической изученности на категории: С1 (разведанные) и С2 (оценѐнные), В1 (разрабатываемые, неразбуренные, разведанные), В2 (разрабатываемые, неразбуренные, оцененные), А (разрабатываемые, разбуренные). Категория C К категории С относятся запасы С1 (разведанные) и С2 (оценѐнные). К категории C1 (разведанные) относятся запасы залежей / частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, на которых может осуществляться пробная эксплуатация. Залежи должны быть изучены косвенными высокоточными методами и разбурены скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа. Для открываемых месторождений на акваториях к запасам категории C1 относят залежь / часть залежи, вскрытую первой поисковой скважиной, в которой получены результаты позволяющие оценить характер насыщенности пласта. Для отнесения запасов к категории С1 по залежи необходимо установить: - положение продуктивного пласта в разрезе и степень выдержанности его по площади; 102 - литологические особенности продуктивного пласта, нефте- и газонасыщенность коллекторов продуктивных пластов; - высотное положение флюидальных контактов (или условных уровней подсчѐта) по данным опробования и с учѐтом промыслово-геофизических данных; - состав и свойства нефти и газа в пластовых и стандартных условиях, а также содержащихся в них попутных полезных компонентов; - состав и свойства пластовых вод и содержащихся в них попутных полезных компонентов; - начальные (текущие) дебиты нефти, газа и воды, коэффициенты продуктивности скважин, начальные и текущие пластовые давления, давления насыщения, начальное газосодержание. Коэффициенты извлечения принимаются по аналогии с изученными залежами Запасы залежей / частей залежей, не введенных в промышленную разработку месторождений, изученные высокоточными методами, наличие которых обосновано данными геологических и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории С2 (оцененные). Если ни одна скважина в пределах залежи не испытана, то еѐ запасы относятся к категории С2 (за исключением месторождений акваторий (таблица 1.1.1) (по материалам Р.М. Курамшина). а) непрерывность (выдержанность) свойств пласта по данным сейсмических и других геофизических исследований в оцениваемой части залежи; б) контуры нефтегазоносности, гипсометрическое положение флюидальных контактов, в) эффективную, нефте- и(или) газонасыщенную толщины коллекторов. Пористость и другие подсчѐтные параметры, свойства нефти и газа, коэффициенты извлечения нефти, газа и конденсата принимаются по аналогии. Категория В Запасы залежей / частей залежей, разработка которых планируется, изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами и разбуренные поисковыми, оценочными, разведочными, транзитными или углубленными эксплуатационными скважинами, давшими промышленные притоки нефти или газа относятся к категории В1. 103 Выделение границ запасов категории С2 Границы запасов категории С1 устанавливаются в районе скважин, нефтегазоносность в которых установлена по результатам испытаний скважин, давших промышленные притоки нефти и газа - в сторону неизученной части залежи на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2L), Для месторождений в акваториях граница запасов категории С1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренирования. В районе скважин, нефтегазоносность в которых установлена по результатам испытаний в сторону неизученной части залежи на расстоянии двойного шага эксплуатационной сетки (2L), Для месторождений в акваториях морей граница запасов категории С1 устанавливается в пределах рассчитанной (прогнозируемой) зоны дренирования. Если расстояние между квадратами запасов категории С1 около скважин с промышленными притоками меньше двойного шага предполагаемой эксплуатационной сетки (2L), то такие участки могут объединяться, в случае, когда скважина, давшая промышленные притоки нефти или газа, расположена вблизи границ залежи, поле категории С1 ограничивается сторонами квадрата, продолженными до границ залежи. К категории С2 относят запасы: - неразбуренных участков разведываемых залежей, между границами залежи и границами участков запасов категории С1,; - в районе скважин, по результатам опробования которых, продуктивность не установлена, а характеристика по ГИС аналогична скважинам, давшим промышленные притоки; - в районе скважин, продуктивность которых предполагается по данным промысловогеофизических исследований и расположенных на значительном расстоянии от скважин, в которых получены промышленные притоки углеводородов (нефти, газа и их смеси).в пределах неразбуренных тектонических блоков, примыкающих к блокам с установленной продуктивностью. 104 Для запасов нефти и газа категории С2 необходимо установить: Запасы залежей / частей залежей, разработка которых проектируется, изученные сейсморазведкой или иными высокоточными методами, наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований и испытанием отдельных скважин в процессе бурения, относятся к категории В2. Границы запасов категории В выделяются следующим образом: Выделение границ запасов категории В Неразрабатываемую залежь разрабатываемого месторождения, изученную по материалам промысловогеофизических исследований в транзитных неопробованных эксплуатационных скважинах - до границ залежи Неразрабатываемую залежь разрабатываемого месторождения, изученную по материалам промысловогеофизических исследований в транзитных неопробованных эксплуатационных скважинах - до границ залежи. Сторону неизученной части залежи (0,5 L, где L расстояние между эксплуатационными скважинами). Отдельно расположенные не опробованные разведочные скважины в категорию В1 не включаются Для частей залежи разрабатываемого месторождения, разбуренных скважинами, из которых получены промышленные притоки нефти или газа - на расстоянии, равном двойному шагу эксплуатационной сетки - 2L от скважины в сторону неизученной части залежи 105 Категория А Это запасы залежи/части залежи, разбуренные эксплуатационными скважинами и разрабатываемые. Геологическое строение их, форма и размеры определены, а флюидальные контакты обоснованы по данным бурения, опробования и материалам геофизических исследований скважин. Литологический состав, тип коллекторов, эффективные нефте- и газонасыщенные толщины, фильтрационно-емкостные свойства и нефте- и газонасыщенность, состав и свойства, технологические характеристики залежи установлены по данным эксплуатации скважин. Границы запасов категории А устанавливаются: Выделение границ запасов категории А Для разрабатываемой залежи, полностью разбуренной эксплуатационными скважинами - по контуру залежи Для разрабатываемой залежи, частично разбуренной эксплуатационными скважинами - на расстоянии равном половине шага сетки эксплуатационных скважин от линии, проходящей через крайние скважины Для залежей, разрабатываемых скважинами с горизонтальными, и пологими окончаниями забоя, границы категории А проводятся на всѐм протяжении ствола скважины на расстоянии 0,5 L. 106 Методы оценки ресурсов и подсчета запасов нефти и газа Из-за того, что непосредственно замерить объемы нефти и газа, залегающие в недрах невозможно, оценка ресурсов и подсчет запасов представляет собой неоднозначный и сложный процесс. Их результат зависит как от качества и количества исходных данных, так и от принятой методики оценки или подсчета. Существуют два принципиально разных подхода к подсчету запасов и оценки ресурсов:  Детерминистский метод (Deterministic) –базируется на известных геологических, инженерных и экономических данных. Для расчета используются одиночные значения параметров, (площадь, пористость, мощность и т.д.). Результатом также является единственное значение запасов или ресурсов.  Вероятностный метод (Probabilistic) –основан на статистическом анализе известных геологических, инженерных и экономических данных, при котором запасы подсчитываются по непрерывным кривым распределения вероятностей. На входе и на выходе – кривые распределения значений с вероятностями появления значений. В зависимости от геологической изученности (категории) ресурсов и запасов применяются различные методики и подходы. Для оценки ресурсов применяются данные, контролирующие нефтегазоносный потенциал и характеристики ловушки и нефтегазоносного пласта - мощность нефтематеринских толщ, - мощность региональной покрышки, - размеры ловушек, - мощность коллектора, - глубина и тектоническая сложность ловушек. Количественная оценка прогнозных ресурсов в возможно нефтегазоносных комплексах в пределах конкретных участков на прогнозной территории делается по аналогии. При этом пользуются следующими методами: - Количественных геологических аналогий. При этом на эталонных участках определяются зависимости между удельными запасами и наиболее информативными факторами, выявленные зависимости переносятся на расчетные участки со сходным геологическим строением. - Н а «усредненную структуру». При применении этого метода на эталонном участке определяют средние геологические запасы на одну структуру, плотность этих структур, и затем переносят полученные результаты на расчетный участок. 107 - Удельных плотностей запасов. На эталонных участках определяют удельные плотности геологических запасов продуктивного пласта (толщи, комплекса и т.д.), приходящихся на 1 км3 общего объема пород, или пород-коллекторов, и переносят эти соотношения на расчетные участки с учетом поправочных коэффициентов, характеризующих изменение мощности, коэффициента пористости и других параметров. Для подсчета месторождений нефтенасыщенной запасов являются части площадь пласта, подсчетными параметрами нефтеносности, коэффициент открытой для эффективная пористости, нефтяных мощность коэффициент нефтенасыщенности пласта, коэффициент нефтеотдачи пласта, а также физические параметры нефти. Подсчетными параметрами для г а з о в ы х м е с т о р о ж д е н и й являются площадь газоносности, эффективная мощность газонасыщенной части пласта, коэффициент открытой пористости, коэффициент газонасыщенности пласта, с учетом содержания связанной воды и начальное пластовое давление в залежи. Наиболее распространен объемный метод подсчета запасов, сущность которого заключается в определении массы нефти или объема свободного газа, приведенных к стандартным условиям, в насыщенных ими объемах пустотного пространства породколлекторов залежей нефти и газа или их частей. Запасы нефти Qн0 = F•hнн•Кп•Kнн•н• (1) где: Qн0 – начальные геологические запасы нефти, тыс. т.; F – площадь нефтеносности, м2; hнн – эффективная нефтенасыщенная толщина, м; Кп - коэффициент пористости; Кнн – коэффициент нефтенасыщенности; н- плотность нефти в поверхностных условиях, г/ см3;  - пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти. Запасы газа Qго= F•hг•Kоп•Кг•Кt•Кр (2) где: F – площадь газоносности, м2; hг – эффективная газонасыщенная толщина, м; Коп – коэффициент пористости; Kг коэффициент газонасыщенности; 108 Кt - коэффициент, учитывающий отношение температур в стандартных и пластовых условиях; Кр- коэффициент, учитывающий превышение давления реальных газов в пластовых условиях над давлением в стандартных условиях Коэффициенты вычисляются следующим образом: Кt=(Т0+tст)/(Т0+tпл) Т0=2930К и tст=200С Начальные геологические запасы газа, растворенного в нефти (млн.м3), определяются по начальным геологическим запасам нефти и начальному газосодержанию нефти, определенному по пластовым пробам при их дифференциальном разгазировании: Qг0раств = Qн0•r0/1000 (3) Начальные извлекаемые запасы растворенного в нефти газа Qг.раств.извл = Qг0раств •KИН Применяются и другие методы: падения пластового давления – применяется при подсчете запасов свободного газа. - Растворенного газа, – при котором запасы растворенного газа вычисляются данным величины начального газосодержания, установленного по глубинным пробам. - Материального баланса – базируется на изучении параметров жидкости и газа, содержащихся в пласте в зависимости от изменения давления в процессе разработки залежи. - Падения пластового давления - основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды, и падением пластового давления в залежи. - Статистический метод подсчета нефти –основан на статистической обработке данных о поведении дебитов накопленной добычи в процессе эксплуатации в зависимости от тех, или иных параметров разработки. Применяются и другие методы. Пересчет запасов – это их уточнение. Запасы пересчитывают в тех случаях, когда оценка месторождения за время, истекшая после предыдущего утверждения запасов, существенно изменилась в результате разведочных и эксплуатационных работ, или цены на сырье. Достоверностью запасов называют максимальное приближение величины подсчитываемых запасов к ее истинному значению, которое происходит в процессе 109 геологоразведочных и эксплуатационных работ, качественной обработки фактического материала и правильного выбора метода оценки. Подсчет запасов по трехмерной модели объемным методом (по материалам Г.П. Кузнецовой) Темы для самостоятельного изучения: 1. Принципы геологоразведочных работ. 2. Методы поисково-разведочных работ на УВ. 3. Буровых скважины: типы и назначения. 4. Стадийность геологоразведочных работ. 110 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 1 Аллисон А., Палмер Д. Геология наука о вечно меняющейся Земле Пер.с англ. М. Мир, 1984. 568 с. 2 Брагинский О.Б. Нефтегазовый комплекс мира – М.: изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина, 2006. – 640 с. 3 Габриэльянц, Г.А. Геология, поиск и разведка нефтяных и газовых месторождений. Учебник для техникумов Издательство: М.: Недра587 страниц; 2000г. 4 Геология для нефтяников. Отв. Ред. Малышев Н.А., Никишин А.М., М.- Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2011. – 360 с 5 Геология нефти и газа / Керимов В.Ю., Ермолкин В.И., Гаджи-Касумов А.С., Осипов А.В., М., Издательство: "Academia", с. 288 с. (2015) 6 Горная энциклопедия, электронное издание) http://www.mining- enc.ru/l/lovushka-nefti-i-gaza/. 7 Ермолкин В.И., Керимов В.Ю. Геология и геохимия нефти и газа: Учебник для вузов.  М.: ООО «Издательский дом Недра», 2011.  462 с. 8 Каламкаров Л.В. Нефтегазоносные провинции и области России и сопредельных стран. Издание второе, исправленное и дополненное. — Москва: Издательство "Нефть и газ" РГУ нефти и газа им. Губкина, 2005. — 570 с. 9 Кузнецов В.Г. Литология. Осадочные горные породы и их изучение: Учеб. пособие для вузов. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2007. – 511 с 10 Милосердова Л.В. Геология, поиск и разведка нефти и газа Учебное пособие, М., РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина 2007 - 320 с. 11 Милосердова Л.В. Структурная геология Учебник и электронный учебный комплекс. М., Недра 2014, 232 с. 12 Натапенко А.Е., Пак В.А., Ставский А.П. Основные наравленя развития минерально-сырьевой базы Российской федерации. Минеральные ресурсы России. Экономика и управление, №1, 2015. С. 2-8 13 Нефтегазоносные провинции и области СССР / под ред. А.А.Бакирова _.: Недра, 1979. 14 Никишин А.М. Механизмы формирования осадочных бассейнов Соросовский образовательный журнал, т.7, №4, 2001 с.63-68 15 Перродон; Ален История крупных открытий нефти и газа– Москва : Мир, 1994 . – 255 с. 111 16 Теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти газа. В 2т. Кн. 1. Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. 412 с.., кн. 2 Методика поисков и разведки скоплений нефти и газа. 416 с. Колл авт. Ред. Э.А. Бакирова, В.Ю.Керимова. Изд. Дом «Недра», М. 2012 г. 17 Флоренский П.В., Милосердова Л.В., Балицкий .П. Основы литологии М., 2003. Учебное пособие М., РГУ нефти и газа имени И.М.Губкина. М., 2003 115 с. 18 Хаин В.Е. Cовременная геодинамика: достижения и проблемы Природа. 01.2002, с.51-59. 19 Хайн Н. Дж. Геология, разведка, бурение и добыча нефти М.: ЗАО «Олимп – Бизнес», 2004. 2004. – 752 с. 112