Главная Случайная страница Контакты | Мы поможем в написании вашей работы! | ||
|
Под месторождением нефти и газа, по определению И. О. Брода (1938), следует понимать совокупность залежей внедрах одной и той же площади, образование которой контролируется единым структурным элементом, что определяет общность в системе их поисков, разведки и разработки. тип месторождений предопределяет и тип встречающихся в нем залежей.
Тектонический фактор имеет решающее значение для формирования месторождения. Поэтому он прежде всего учитывается при создании классификационных схем месторождений нефти и газа. Тектонические условия формирования того или иного структурного элемента, контролирующего образование месторождения, прежде всего, зависят от того, с каким крупным геоструктурным элементом земной коры связано формирование этого элемента. В качестве основных геоструктурных элементов в земной коре выделяют геосинклинали и платформы. Особенности развития складчатых областей и платформ предопределяют характер структурных отложений в их пределах. Поэтому при рассмотрении структурных форм, с которыми могут быть связаны нефтяные и газовые месторождения, правомерно разделение их на два основных класса: складчатые и платформенные.
Тяготение нефтяных и газовых месторождений к краевым частям горных сооружений геологически выражается в расположении месторождений в предгорных прогибах и областях погружения складчатых систем, для центральных частей геосинклинальных областей нефтяные и газовые месторождения нехарактерны.Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем.
Классификация нефтяных месторождений:
I класс — месторождения, сформировавшиеся в складчатых областях
II класс —месторождения, сформировавшиеся в платформенных областях.
В I классе выделяются две группы месторождений: А — группа месторождений, связанных с антиклинальными складками; Б — группа месторождений, связанных с моноклинальным залеганием слоев.
Во II классе выделяются четыре группы месторождений: В — месторождения, связанные с куполовидными и брахиантиклинальными поднятиями; Г — месторождения эрозионных и рифовых массивов; Д — месторождения гомоклинали; Е — месторождения синклинальных прогибов.
В основу выделения групп месторождений положен также тектонический фактор, приводящий либо к образованию сходных структурных форм, либо обусловливающий появление зон стратиграфических несогласий или выклиниваний (как частных случаев стратиграфических несогласий). Каждая выделенная группа месторождений включает в себя набор типов месторождений. Типы месторождений выделяются по геологической характеристике локальных участков темной коры, содержащих в себе залежи нефти и газа.
Для детализации классов предлагается выделить подклассы нефтяных и газовых месторождений, существование и особенности которых определяются структурно-тектоническими элементами второго порядка. В качестве основных структурно-тектонических элементов выделяются: 1 — глубокие грабены; 2 — внутриплат-форменные впадины; 3 — сводовые поднятия и их склоны; 4 — платформенная ступень или зона шельфа платформы; 5 — склон платформы или уступ, погружающийся в сторону предгорного прогиба (склон платформы с некоторой условностью может рассматриваться как внешний борт предгорного прогиба); 6 — центральная часть передового прогиба; 7 —внутренний борт передового прогиба; 8 — поднятия складчатых сооружений (собственно складчатые сооружения); 9 — межгорные впадины на древних основаниях; 10 — наложенные мульды.
В вертикальном разрезе осадочной толщи, содержащей в себе залежи нефти и газа, с некоторой условностью можно выделить несколько зон (сверху вниз).
Зона 1 расположена до глубины 500—800 м. Нижняя граница ее может быть определена как наиболее низкая отметка, на которой возможны условия свободного (активного) водообмена. По мере приближения к областям питания граница зоны опускается ниже.
Зона 2 — область возможного затрудненного водообмена в резервуарах, заключающих залежи нефти и газа, глубина ее нижней границы 800—1000 м. Другим критерием для выделения нижней границы этой зоны может служить взаимная растворимость нефти и газов. Ниже этой зоны всегда отчетливо наблюдается обратная (ретроградная) растворимость нефтей в газах.
В зоне 3 весьма затруднен водообмен. Нижняя граница ее определяется примерно на глубине залегания фундамента третьей группы месторождений. Ретроградные явления обычны.
Зона 4 застойная, водообмен отсутствует. Характерно широкое развитие аномалийных давлений. Ретроградные явления выражены очень ярко. Преобладают залежи конденсатного типа и часто газовые. В зоне 5 существование углеводородов возможно только в газообразной форме.
Выделенные пять вертикальных зон встречаются не во всех группах нефтяных месторождений. Особенности распределения вертикальных зон накладывают специфический отпечаток на тип месторождений и залежей нефти и газа в каждой из выделенных групп месторождений.
Вертикальная зональность контролирует глубины возможного нахождения залежей, присущие им давления (нормальные, избыточные и аномалийные), температуры, а следовательно, и свойства нефтей и газов, закономерности их изменения по разрезу и т. д.
Наиболее распространенные нефтегазоносные литофации следующие: а) известняки, доломиты; б) глины (сланцы) с прослоями и линзами песчаников и песков; в) песчаники и пески. Часто; угленосных осадков (11%) и довольно большое распространение соленосных (4%) и пестроцветных (6%) отложений. В предгорных прогибах, как правило, мощность литофации значительно больше, чем в платформенных областях.
По количеству залежей:
· однофазные
· многозалежные.
По фазовому соотношению УВ в залежах:
· Газовые (Березовский район).
· Нефтяные (Шаимский, Салымский, Красноленинский районы ЗС).
· Газонефтяные (Сургутский, Нижневартовский и др. районы ЗС).
· Газовые - газоконденсатные (Ямальская. Гыданская. Надым-Пурская и др. НГО ЗС).
Геотектонические и фациально-палеографические обстановки формирования нефтепроизводящих свит.
В природных условиях залежи нефти и газа в большинстве случаев связаны с осадочными толщамиТолщи осадочных пород с заключенными в них нефтеносными и газоносными пластами называются нефтегазоносными свитами. Литологическая характеристика осадочных толщ зависит от геологических условий их образования и, прежде всего, определяется геотектонической жизнью площади осадконакопления. Схематично можно выделить три основные геотектонические обстановки: платформенную, геосинклинальную и переходную обстановку предгорных прогибов. В типично геосинклинальных условиях нефтяные и газовые месторождения почти не встречаются. Поэтому рассмотрим толщи типично платформенных и предгорных областей.Наиболее распространенные нефтегазоносные литофации следующие: а) известняки, доломиты; б) глины (сланцы) с прослоями и линзами песчаников и песков; в) песчаники и пески.Реже всего нефтегазоносные свиты представлены такими литофациями: а) песчаниками с прослоями конгломератов; б) глинами (сланцами) с прослоями и линзами известняков.
В фациальных группах, выделенных по условиям образования, среди нефтегазоносных свит, наиболее широко представлены нормальные морские осадочные образования, угленосная фация и фация пестроцветных отложений. Наименее распространена флишевая фация, которая к тому же не встречается в платформенных условиях. Обращает на себя внимание широкое распространение среди нефтегазоносных толщ угленосных осадков (11%) и довольно большое распространение соленосных (4%) и пестроцветных (6%) отложений.
В бывшем СССР наблюдается несколько иное распределение залежей нефти и газа по литологии вмещающих толщ. Из 1172 рассмотренных скоплений 74% приходится на долю скоплений, приуроченных к толщам терригенного состава, 18% — к толщам карбонатного и 8% — к толщам терригенно-карбонатного состава. В предгорных прогибах, как правило, мощность литофации значительно больше, чем в платформенных областях.
Дата публикования: 2015-02-18; Прочитано: 579 | Нарушение авторского права страницы | Мы поможем в написании вашей работы!