pdf.php@id=6161.pdf

Екатериновское

Детальная классификация нетектонических ловушек, т.е. се- диментационно-стратиграфических, согласно приведенной выше классификации, была разработана Г.А. Габриэлянцем (2000). В ее основу положены условия формирования ловушек (табл. 7.2). Согласно этой классификации неантиклинальные ловушки подразделяются на две группы: литологические и стратиграфиче­ ские. Далее каждая группа подразделяется по процессам, форми­ рующим ловушку, которые объединены в две крупные группы: седиментационные и постседиментационные. В классификации, например, выделяются диагенетические и эпигенетические ло­ вушки, которые в общем соответствуют катагенетическим (струк­ турно-текстурное ограничение) ловушкам классификации авто­ ров (см. табл. 7.1). При большой детальности эта классификация не охватывает всего многообразия ловушек, например, в ней нет тектонически экранированных ловушек на моноклинали, а ведь они также не являются антиклинальными.

7.2. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА, ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ

Ловушки, содержащие нефть и газ, очень редко встречаются как разрозненные объекты по разрезу и по площади, они обыч­ но концентрируются в определенных участках земной коры. Эти участки различны по структуре и генезису, но обладают общей важнейшей в рассматриваемом аспекте чертой: их строение обе­ спечивает формирование залежей нефти и газа и их сохранность. Такие участки земной коры, с которыми закономерно связаны ловушки, заключающие нефтяные и газовые залежи, называют месторождениями нефти и газа. И.О. Брод определял место­ рождение нефти и(или) газа как совокупность залежей данных полезных ископаемых, контролируемых единым структурным элементом и заключенных в недрах одной и той же площади. Сходное определение этого понятия давали многие исследова­ тели (А.Г. Алексин, И.В. Высоцкий, И.М. Губкин, А.Я. Креме, К.Г. Лаликер, А.И. Леворсен). В современной литературе можно встретить такое же определение месторождения. Многими ис­ следователями (А.А. Бакиров, Н.Б. Вассоевич, Н.А. Еременко, М.К. Калинко, К.С. Маслов, В.Б. Оленин) подчеркивалось, что понятие «месторождение» включает не только совокупность за­ лежей, но и весь объем земной коры, в котором заключены за­ лежи нефти и(или) газа. Следует отметить, что месторождения нефти и газа и других флюидов не являются собственно местами

332

их «рождения», а представляют собой только участки их скопле­ ния. Термин «месторождение нефти или газа» употребляется по аналогии с залежами других полезных ископаемых, в частности руд, хотя далеко не все руды образуют скопления на месте свое­ го рождения, но термин «месторождение» глубоко укоренился, широко распространен и используется в науке и практике, и, по мнению авторов, не имеет смысла его искоренять из нефтяной геологии.

Необходимо подчеркнуть четкое различие понятий «залежь» и «месторождение» нефти и газа. На это обращали внимания Н.А. Еременко и В.Б. Оленин, по мнению которых смешение этих понятий приводит к утрате возможности правильно сопо­ ставлять и разграничивать природные объекты, изучаемые в не­ фтяной геологии.

Месторождения объединяют ловушки различной морфологии, приуроченные к различным стратиграфическим подразделениям, к отложениям различного генезиса. Объединение ловушек и за­ лежей нефти и(или) газа в месторождениях обусловлено особен­ ностями геологического строения заключающих эти ловушки участков земной коры. Таким образом, месторождения являются по отношению к ловушкам категорией более высокого ранга и представляют собой самостоятельный элемент нефтегеологиче­ ского районирования. С учетом этого наиболее правильное опре­ деление низшего элемента нефтегеологического районирования с генетических позиций было дано В.Б. Олениным, согласно которому месторождение нефти и(или) газа — участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей (одиноч­ ную залежь) нефти или газа в ловушках (ловушке), формирование которых обусловлено генезисом и строением этого участка. Более короткое определение того же понятия — месторождение нефти и(или) газа — участок земной коры, содержащий в недрах совокуп­ ность залежей, объединяемых общими признаками, определяющими нефтегазонакопление.

Разные залежи одного месторождения могут быть разобще­ ны в плане, но при этом контролироваться одной структурой. Разные залежи могут и не контролироваться одной структурой, например, нижний структурный этаж складчатый, верхний — моноклинальный, в нижнем — пластово-сводовая залежь, в верх­ нем — залежь литологически экранированная. Залежи формиро­ вались независимо друг от друга, но находятся в пределах одного участка земной коры, в недрах одной площади, т.е. обе залежи являются составной частью одного месторождения. Известны такие примеры, когда в процессе доразведки обнаруживалось, что несколько находящихся рядом месторождений объединены

333

какой-то более глубоко расположенной и единой залежью или единым структурным элементом. Так, гигантское месторождение Боливар (Венесуэла), содержащее 325 залежей, сначала рассма­ тривалось как ряд независимых месторождений: Тиа-Хуана, ЛаСалина, Лагунильяс, Ла-Роса и др.

Таким образом, с позиций разведки и разработки месторож­ дение — это отдельная залежь или группа залежей, имеющих в проекции на земную поверхность полное или частичное перекрытие своих контуров нефтегазоносности.

Площадь месторождений обычно находится в пределах от пер­ вых десятков до сотен квадратных километров, но известны и ги­ гантские месторождения, площадь которых превышает 1 0 0 0 км2.

Классификация месторождений нефти и(или) газа

Месторождения нефти и(или) газа подразделяют по разным признакам: по запасам УВ-сырья; числу залежей; генезису и строению структурных форм, с которыми они связаны; составу флюидов; геотектоническому положению и др.

По величине запасов УВ-сырья месторождения в нашей стра­ не подразделяются на мелкие, средние, крупные и уникальные (табл. 7.3).

В литературе можно встретить другие градации месторожде­ ний. Это связано с тем, что до 1983 г. в СССР классификация месторождений проводилась по величине геологических запасов и граничные значения месторождений в той или иной катего­ рии были другими: средние 10-50, крупные 50-100, крупнейшие 100—500, гигантские 500—1000, уникальные более 1000 (нефти в млн т, газа в млрд м3). В США выделяются другие категории по крупности месторождений: А, В, С, D, Е, F, причем граничные значения их несравненно ниже. Например, к категории D от­ носятся месторождения с извлекаемыми запасами нефти 0,135— 1,35 млн т, газа 0,17—1,7 млрд м3; гигантскими считаются ме­

334

сторождения нефти с извлекаемыми запасами свыше 13,5 млн т (100 млн баррелей), газа — свыше 1,7 млрд м3 (60 млрд фут3).

По типу флюидов месторождения подразделяются согласно фазовому составу таковых в залежах, т.е. выделяются нефтяные, газовые, газоконденсатные, если все залежи имеют один фазовый состав. Чаще встречаются месторождения, в которых присутству­ ют флюиды разного типа. При характеристике месторождения такого типа на первое место ставится флюид с наименьшей ве­ личиной запасов.

Классификации месторождений нефти и(или) газа по гене­ тическому и морфологическому признакам структурных форм, их определяющих, проводились различными исследователя­ ми (А.А. Бакиров, И.О. Брод, Н.А. Еременко, И.В. Высоцкий, И.М. Губкин, Ф.Г. Клапп, Ю.А. Косыгин, В.Б. Оленин). Место­ рождения включают залежи, приуроченные к ловушкам разной формы и различного генезиса, поэтому ни одна из известных классификаций не охватывает всего многообразия месторожде­ ний. В табл. 7.3 приведена типизация месторождений нефти и газа, в основу которой положена классификация месторождений В.Б. Оленина, в которой используются два основных признака — генетический и морфологический. Наиболее крупные катего­ рии — типы — выделяются на генетической основе, т.е. по про­ цессам, приводящим к формированию тех или иных структурных форм-ловушек, которые доминируют в пределах данного место­ рождения. При оценке перспектив нефтегазоносное™ какойлибо территории и планировании поисково-разведочных работ этот признак позволяет судить о степени вероятности присутствия месторождений с определенной генетической характеристикой их структурных форм в данной геологической ситуации.

Подразделение типов месторождений на классы производится на основании характеристики строения структурных элементов, которыми выражены месторождения, причем в одних типах этот признак является морфологическим, в других — генетическим, а чаще — морфогенетическим, т.е. морфология ловушки и(или) залежи определяется генезисом того или иного структурного эле­ мента. С практической точки зрения целесообразно выделить в качестве класса месторождений их совокупность, отличающуюся от всех остальных месторождений одинаковыми чертами строе­ ния и определяемым этими чертами типичным комплексом ло­ вушек.

Совокупность ловушек, характерная для каждого класса ме­ сторождений, была установлена В.Б. Олениным на основе ана­ лиза хорошо изученных, характерных и по возможности крупных

335

месторождений. В их совокупность, типичную для данного класса месторождений, были включены наиболее часто встречающиеся разновидности ловушек, отмеченные не менее чем в 50% учтен­ ных месторождений этого класса (табл. 7.4).

По генетическому принципу выделяются семь типов место­ рождений, каждый из которых подразделяется на классы и под­ классы (см. табл. 7.4).

Тип I — месторождения структурных элементов голоморфного {полного) складкообразования. Залежи в этих месторождениях свя­ заны с ловушками, представляющими собой нормальные склад­ ки с различным наклоном крыльев, косые и опрокинутые склад­ ки, образованные в результате тангенциального сжатия. Такие месторождения широко распространены в молодых складчатых областях, например на Северном Сахалине, в Таджикистане, в Южной Туркмении, в Калифорнии; они приурочены к складча­ тым бортам краевых прогибов (Северный Кавказ), к межгорным впадинам (Фергана). Этот тип объединяет два класса месторож­ дений: 1 — линейных антиклиналей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами (см. рис. 7.4, я, б); 2 — линейных анти­ клиналей и брахиантиклиналей, осложненных разрывами (см. рис. 7.4, в, г). В этом типе месторождения второго класса гораздо более многочисленны, чем месторождения линейных антиклина­ лей и брахиантиклиналей, не нарушенных разрывами. Помимо приведенных на рис. 7.4, в, г типичных месторождений склад­ чатого борта краевого прогиба Карабулак-Ачалуки и МалгобекВознесенское, характерными примерами второго класса являются месторождения Северного Сахалина (Эхаби, Сабо, Монги, Паромай). Обычно месторождения этого типа, за редким исключени­ ем, некрупные, многозалежные, как правило, содержат несколько десятков залежей. По типу залежи пластовые сводовые, сводовые с дизъюнктивным экранированием, на крыльях моноклинальные дизъюнктивно экранированные; значительно реже встречаются массивные залежи. Ко второму классу также относятся место­ рождения, связанные со складчатыми надвиговыми структурами

ипокровами. Для таких месторождений характерно сдваивание или даже многократное повторение одновозрастных отложений

иприуроченных к ним залежей. Такие месторождения извест­ ны, например, в Предкарпатье (месторождения Битков, Доли­ на, Бориславское и др.) (см. рис. 7.5). Месторождения подобного надвигового строения развиты в Альпах и в Скалистых горах. Предполагается наличие подобных месторождений в надвиговой части северо-восточного Кавказа (Дагестанский клин) и в других регионах, имеющих покровно-надвиговое строение.

336

Тип II — месторождения структурных элементов диапириз­ ма — подразделяется на три класса: 3 — непрорванных соляных куполов, 4 — закрытых диапиров, 5 — открытых диапиров (см. табл. 7.4). Диапировые структуры, образованные пластичными глинистыми породами, принципиально не отличаются от со­ ляных диапиров. Для них наиболее характерен четвертый класс месторождений — закрытых диапиров. Структурные элементы диапиризма принципиально отличаются тем, что их формиро­ вание происходит длительное время в процессе седиментации, неравномерный рост поднятий сопровождается перерывами в осадконакоплении и размывами. Им свойственно увеличение мощности на крыльях, а также прорыв и выжимание пластичных пород, сопровождающееся образованием разрывов. Ловушки и залежи, характерные для этого типа, разнообразны: пластовые сводовые, сводовые, осложненные разрывами, экранированные разрывом, стратиграфически экранированные (поверхностью не­ согласия) и литологически экранированные, в том числе ядром диапира. Непрорванные соляные купола не являются собственно диапирами, так как соляное ядро не находится в тектоническом контакте со слоями крыльев, но генетически они тесно связаны с соляными диапирами и отражают начальную стадию их разви­ тия, за которой следует образование закрытых, а затем открытых диапиров. Поэтому месторождения непрорванных соляных купо­ лов включены в тип месторождений диапиризма. Месторождения этого типа широко распространены в Прикаспии, где встречены месторождения всех указанных классов: месторождение Макат (рис. 7.10, а) — пример месторождений непрорванных соляных куполов; месторождение Косчагыл — месторождений закрытых диапиров. Месторождение Морени (Румыния) является типич­ ным примером класса открытых диапиров. Соль миоценового возраста была выжата наверх. Соляной шток прорвал плиоцено­ вые слои и образовал ряд экранированных ловушек (рис. 7.11), в которых сформировались залежи. Месторождения этого типа из­ вестны в Предкарпатском прогибе, Габоне, бассейне Мексикан­ ского залива и др. Месторождения такого типа можно встретить в тех районах, где в разрезе присутствует толща соли значитель­ ной мощности и где она находится под давлением толщи пород, позволяющей ей течь.

К этому типу месторождений следует относить месторожде­ ния, связанные с грязевым вулканизмом, являющимся самым интенсивным проявлением глиняного диапиризма. Месторож­ дения, в которых залежи экранированы жерлом грязевого вул­ кана, известны в Азербайджане, Западной Туркмении, Керчен­ ском и Таманском полуостровах. Распространение грязевого

337

Т а б л и ц а 7.4

Генетическая типизация месторождений нефти и/или газа (по В.Б. Оленину с добавлениями)

а

5

Рис. 7.10. Разрезы месторождений: а — Макат, б — Косчагыл (по материалам объединения «Казахстаннефть»); 1 — во донасыщенная часть пласта, 2 — нефтенасыщенная часть пласта, 3 — соль