Геология нефти и газа

 

Рисунок 2 - Массивные природные резервуары, связанные с толщей пластов песчаников (а) и с рифом (б);

1-песчаники; 2 - глины; 3 - известняки; 4 - соль

 

Природные резервуары, литологически ограниченные, практически со всех сторон окружены непроницаемыми породами. Примером такого природного резервуара может служить линза песков в толще глинистых пород. Как правило, большая часть природного   резервуара заполнена водой. Это связано с тем, что либо породы природного резервуара первично насыщены седиментациоиными, или, как их еще называют, элизионными ("элизио" - выжимание), водами, либо в их поровое пространство внедрились атмосферные, т.е. инфильтрационные воды. Нефть и природный газ по отношению к седиментационной воде являются более поздними образованиями.

Рисунок 3- Схемы возможных перемещений и экранирования нефти (или газа)

в природном  резервуаре:

а - в случае литологического экрана; б - в антиклинально изогнутом пласте.

1 - часть природного резервуара, в котором нефть (или газ) экранируется

 

Нефть и газ, оказавшись в свободном состоянии  в природном резервуаре, заполненном водой, стремятся занять в нем самое высокое положение. Они перемещаются вверх, оттесняя воду (вследствие гравитационного эффекта), до тех пор, пока не достигнут кровли пласта-коллектора (подошвы пласта-флюидоупора). Дальнейшее их продвижение  по  пласту-коллектору происходит только в  том случае, если кровля пласта наклонена к горизонту. Тогда нефть и газ перемещаются преимущественно вверх по наклонному пласту-коллектору вблизи его кровли. Если на их пути встречается препятствие (литологический экран, изменение наклона пласта на обратное), то в этой части природного резервуара, перед препятствием, образуется скопление нефти и газа. Как видно на рис. 3, нефть (или газ) из точки А (или Б) может переместиться в точку Л, но не может переместиться из точки Л в точку А (или Б). В точке Л нефть (или газ) будет задерживаться (экранироваться), т.е. будет находиться в состоянии относительного покоя. Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и может образоваться их скопление, называется ловушкой. Примеры ловушек в пластовом, массивном и литологическом природных резервуарах показаны на рис.4.

Рисунок 4 - Ловушки нефти и газа в пластовых (А, Б, Г), массивных (Е, Ж) и лито-логических (В, Д) природных резервуарах.

Породы: 1 - терригенные; 2 - хемогенные; 3 - карбонатные; 4 - ловушки; 5 - поверхность стратиграфического несогласия

 

В пластовых  и массивных резервуарах ловушками  для нефти и газа являются сводовые изгибы пласта (пластов) (рис. 4, Б, Г, Е) или верхние части рифовых массивов, имеющие, как правило, сводообразную форму (рис. 4, Ж); литологически замкнутый (линзовидный) природный резервуар сам является ловушкой для нефти и газа (рис. 4,5).

Как видно  из рис. 4, объем ловушки Е контролируется не перекрывающим ее пластом ангидритов, а вышележащими глинами. В данном случае ангидриты выполняют роль ложной покрышки: они не могут содержать промышленных скоплений углеводородов (ввиду незначительной емкости), но способны пропускать их (так как в ангидритах имеется система трещин). Ложные покрышки ("полупокрышки") впервые описал Б.В. Филиппов (1963 г.).

По происхождению  различают следующие ловушки:

структурные — образованные в результате изгиба слоев (рис. 4, Б, Г, Е) и (или) разрыва их сплошности;

стратиграфические (рис. 4, А) - сформированные в результате эрозии пластов-коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрытия их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания. Поверхность, отделяющая эти толщи от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия;

литологические - образованные в результате литологического замещения  пористых проницаемых пород непроницаемыми   (рис. 4, В,Д);

рифогенные - сформированные в результате отмирания организмов-рифостроителей (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела (рис. 4, Ж) и последующего его перекрытая непроницаемыми породами.

Около 80 % залежей в мире связано с ловушками структурного класса, на долю ловушек иного происхождения (рифогенных, стратиграфических и литологических)   приходится  немного более  20 %.

Связь нефти  и газа с антиклинальными структурами  была установлена еще в XIX в. Г.В. Абихом, Г.А. Романовским, А. Уайтом и др. Тогда же была сформулирована антиклинальная теория залегания нефти.

 

3 Особенности геологического строения надсолевого комплекса Прикаспия.

 

Провинция охватывает территорию одной из крупнейших низменностей мира площадью более 500 тыс. км². Она соответствует глубокой впадине - мегасинеклизе, занимающей юго-восточную, наиболее погруженную часть Русской платформы. Мощность осадочного чехла до 22 км.

Прикаспийский осадочный бассейн связан с одноименной впадиной изометричной формы общей площадью более 600 тыс. км², из которых около 500 тыс. км² относится к Казахстану, а остальная - к Российской Федерации.

Основная  площадь бассейна расположена на суше, но его южная часть охватывает северную мелководную зону Каспийского моря преимущественно в Казахстанском секторе. Границами впадины является система крупнейших концентрических глубинных разломов и сопутствующих им разнопорядковых структурных элементов, в том числе надвигового типа, четко прослеживаемых на востоке, юге и юго-востоке впадины. Глубинные разломы фиксируются преимущественно в кристаллическом фундаменте и нижних ярусах осадочного чехла, отражаясь а перекрывающих толщах верхнего палеозоя в виде различного рода уступов, как карбонатных, так и терригенных. Первые развиты главным образом на севере и востоке впадины, а вторые - на юго-востоке.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Рисунок 5 - Прикаспийский осадочный бассейн

 

Разрез осадочного чехла можно  подразделить  на четыре мегакомплекса, это: додевонский, девонско-нижнепермский (докунгурский), кунгурско-казанский и мезозой-кайнозойский.

Первые два мегакомплекса образуют подсолевую часть разреза докунгурского палеозоя, которая характеризуется развитием резервуаров различного типа в карбонатных и терригенных породах, а также зональными и локальными флюидоупорами. Наиболее крупные (гигантские) резервуары связаны с карбонатными породами главным образом каменноугольного возраста в пределах внутрибассейновых карбонатных платформ и шельфовых карбонатов (Тенгиз-Каш а ганская, Астраханская, Карашыганакская, Темирская и Жанажольская карбонатные платформы). Площадь развития этих карбонатных платформ не превышает 15% от общей площади впадины, остальная часть которой выполнена терригенными, преимущественно глинисто-аргиллитовыми породами.

Кунгурско-казанский соленосно-ангидритовый мегакомплекс распространен практически по всей впадине представляет собой региональный флюидоупор, разделяющий осадочный чехол на докунгурскую подсолевую верхнепермско-кайнозойскую надсолевую секции.

Надсолевой мегакомплекс характеризуется широким развитием песчано-глинистых пород с подчиненными карбонатными породами в среднем триасе, верхней юре и верхнем мелу. Глинистые и карбонатные флювдоупоры развиты на зональном, но чаще - на локальном уровнях.

Додевонский мегакомплекс в пределах казахстанского Прикаспия практически не изучен глубоким бурением и слабо изучен сейсмическими исследованиями, но предполагается, что в центральных районах впадины и в краевых прогибах он может достигать мощности 6-10 км и будет представлен карбонатными породами.В обозримой перспективе этот мегакомплекс не следует рассматривать в качестве поискового объекта из-за больших глубин залегания, оцениваемых на уровне 8-10 км.

Девонско-нижнепермский мегакомплекс, и особенно его каменноугольно-нижнепермская секция, изучен достаточно детально в современных бортовых зонах Прикаспийской впадины. Важнейшей особенностью этой осадочной толщи является наличие резких различий литологии разреза по площади впадины, что является основанием для подразделения ее на четыре геологические области. Выделяются Северо-Западная, Центрально-Прикаспийская, Астраханско-Актюбинская и Заволжско-Предуральская области со своими характерными типами разрезов структурными особенностями. Важнейшей чертой девонско-нижнепермского мегакомплекса является развитие его в виде внутрибассейновых и шепьфовых карбонатных платформ с гигантскими резервуарами.

Кунгурско-казанский соленосно-ангидритовый мегакомплекс в основном представлен различными видами каменной соли белого цвета в кунгуре и красноватого цвета, характерного для казанского возраста. В низах разреза присутствуют слои и пачки ангидритов, доломитов и терригенных пород.

Мезозой-кайнозойский мегакомплекс представлен чередованием разнозернистых преимущественно слабо сцементированных песчаников с глинами и подчиненным развитием карбонатных пород в нижних, средних и верхних го частях.

Сложная и длительная история геологического развития бассейна обусловила формирование его уникальных структурно-тектонических параметров.

Строение  фундамента бассейна носит ярко выраженный блоковый характер, при этом мегаблоки, сгруппированные по особенностям гипсометрии поверхности фундамента и ограничивающих их крупнейших разломов, в свою очередь делятся системой радиальных нарушений на дополнительные блоки. Важнейшими элементами региональной структуры поверхности фундамента являются Центрально-Прикаспийский и Тугаракчанский прогибы. Волгоградско-Оренбургская и Северо-Атырауская системы моноклиналей, Астраханско-Актюбинская система поднятий.

По эйфельсжо-нижнефранской секции платформенного чехла региональная структура в целом сохраняет свои особенности, но по вышележащим отложениям докунгурского палеозоя она резко меняется на большей части впадины. Формируются современные бортовые зоны и гигантские карбонатные платформы как важнейшие элементы региональной структуры подсолевого палеозоя.

Уникальные  структурные особенности характерны для кунгурско-казанской секции разреза, которая представлена ярко выраженной солянокупольной тектоникой с высотой соляных куполов от первых десятков метров до 5 км и разделяющих их бессолевых межкупольных зон. Межкупольные зоны заполнены разновозрастными, но в основном позднепермско-раннетриасовыми красноцветными толщами со сложной структурой. Все это создает сложнейшую ячеистую региональную структуру надсолевого мегакомплекса. Перечисленные особенности при проведении поисковых работ на нефть и газ требуют дифференцированного "поэтажного" изучения структурных характеристик осадочного чехла бассейна. Уникальные параметры нефтегазоносное бассейна связаны как со стратиграфическим диапазоном разреза, так и с его нефтегазовым потенциалом. Доказанная нефтегазоносность охватывает отложения девона, карбона, перми, триаса, юры мела и палеогена. Здесь открыто более 130 месторождений нефти, газа и газоконденсата, в том числе около 30 месторождений в подсолевом палеозое и более 100 месторождений в надсолевом комплекса. Среди них гигантские по запасам месторождения Кашаган, Тенгиз, Карашыганак; крупнейшие - Жанажол, Королевское, Имашевское; крупные - Алибекмола, Урихтау, Кенбай и др.

По данным современных геохимических исследований источники генерации углеводородов  связаны с падсолевыми отложениями, для которых характерны четкая площадная и возрастная автономность (зональность). Потенциально наиболее богатым генерационным комплексом является среднедевонский. Нефтегазоносность надсолевых отложений сформирована за счет преимущественно вертикальных перетоков из подсолеаого комплекса.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 6 - Прикаспийский осадочный бассейн

 

Характерной особенностью месторождений, выявленных в пределах карбонатных платформ, является наличие сероводорода в растворенном газе, концентрации которого изменяются от 1% до 24%. Подсолевой комплексе в южной, юго-восточной и восточной частях впадины характеризуется наличием аномально высоких внутрирезервуарных давлений и отдельными зонами высоких температур.

Крупнейшие  открытия последних лет связаны  с освоением южной части Прикаспийской  впадины в акватории казахстанского сектора Каспия. Здесь, в пределах Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы открыты месторождения углеводородов Кашаган, Кайран, Актоты, Юго-Западный Кашаган. Дальнейшие перспективы освоения бассейна связываются с подсолевыми и надсолевыми отложениями в акватории Каспия и на суше южной, юго-восточной и восточной частях впадины.

Солянокупольная тектоника - основная отличительная черта строения региона. Соляные купола нижнепермской соли прорывают надсолевые отложения пермского и мезозойского возраста, с которыми связаны залежи нефти многих местоскоплений провинции. Наиболее перспективные подсолевые отложения на большей части территории залегают глубоко и почти не изучены бурением.

Главными  элементами региональной структуры  Прикаспийской мегасинеклизы являются бортовые уступы, особенно четко выраженные на севере и северо-западе, и центральная часть, в которой установлены погребенные поднятия и прогибы подсолевого ложа. В бортовых районах поверхность подсолевых отложений круто погружается (с 4 до 7,5 км). Наличие глубинных разломов придает им ступенчатый характер. Центральная часть мегасинеклизы характеризуется глубоким (до 7,5 км) залеганием подсолевого ложа, наличием типичных соляных куполов, разнообразных по форме и размерам. Строение этой части мегасинеклизы осложнено выступами и опущенными блоками фундамента.

Нефтегазоносность Прикаспийской мегасинеклизы установлена по всему вскрытому разрезу отложений, В надсолевой толще пород выделяются четыре нефтегазоносных комплекса: пермо-триасовый, среднеюрский, апт-неокомский и неогеновый. В бортовых зонах Прикаспийской впадины установлена нефтегазоносность и подсолевых отложений.