2014-02-24
1146
О неравномерности концентрации запасов нефти и газа в локальных скоплениях говорят следующие факты. На Земле известно 70`000 месторождений нефти и газа разной крупности, которые сосредоточены в 230 НГБ. При этом 74,5 % мировых запасов нефти концентрируется всего на 370 крупных и уникальных месторождениях, извлекаемые запасы которых превышают 68,5 млн. т (L.F. Ivanhe (1993) по Ю.Н. Новикову и В.С. Соболеву; 2006).
О неравномерности распространения региональных скоплений нефти и газа свидетельствует следующее. Уникальные месторождения с извлекаемыми запасами нефти более 300 млн. т и газовые месторождения с геологическими запасами более 500 млрд. м3 известны в 22 НГБ и только в четырёх НГБ сосредоточено 70 % общего количества уникальных месторождений (Ю.Н. Новиков и В.С. Соболев; 2006). При этом только в одном Месопотамском НГБ сконцентрировано около половины мировых запасов нефти и 35 % газа. На этом основании данный бассейн и считается общепланетарным узлом нефтегазонакопления.
Значительные концентрации запасов нефти и газа установлены также в НГБ Мексиканского залива, в Европейско-Североморском НГБ, Западно-Сибирском НГБ и других. Например, в Западно-Сибирском НГБ сосредоточено 72 % разведанных в России запасов нефти и 77,5 % запасов газа. При этом нефтяные месторождения в основном сосредоточены в центральной части Западной Сибири, а газовые месторождения - в её северной части, которая является общепланетарным узлом газонакопления. При этом в Западной Сибири открыто более 60 месторождений нефти и газа в породах фундамента.
Примерами крупнейших месторождений мира являются: – нефтяные с извлекаемыми запасами: Большой Бурган (Месопотамский НГБ) 10,7 млрд. т; Гавар (Месопотамский НГБ) 10,125 млрд. т, – газовые с геологическими запасами: Уренгойское (Западно-Сибирский НГБ) 10 трлн. м3; Катар-Норд (Месопотамский НГБ) 9,5 трлн. м3; Натуна (Саравакский НГБ в Индонезии) 6,0 трлн. м3 и другие.
В связи с большой практической значимостью крупных и уникальных месторождений нефти и газа важным вопросом является выявление факторов НГБ, способствующих формированию таких месторождений.
Среди наиболее общих и формальных факторов Ю.Н. Новиков и В.С. Соболев (2006) выделяют общую площадь и объём осадочного чехла НГБ. Эти факторы, в отличие от средней и максимальной толщины осадочного чехла, сопоставимы. Диапазон их изменчивости в НГБ Земли лежит в пределах тысячи (103) раз, в то время как диапазон изменчивости толщины осадочного чехла не превышает 5-7 раз.
Кроме того, интересен факт, что подавляющая часть как крупных, так и уникальных месторождений связана с НГБ, которые на планетарном профиле «континент-океан» лежат в его центральной части. При этом у большинства НГБ доля площади территорий превышает долю площади акваторий. Эта закономерность подтверждает справедливость определения В.Е. Хаина, что континентальные окраины являются «родиной нефти».
Анализ размещения уникальных и крупных месторождений нефти и газа, проведенный Т.П. Кравченко и Б.А. Соколовым 1999 также показал, что их формирование происходит в ОПБ, для которых характерно длительное и непрерывное прогибание, приводящее к накоплению огромных объёмов осадочных пород, как морского, так и континентального происхождения. Кроме того, важными геолого-генетическими условиями являются:
- совмещение процессов генерации и аккумуляции УВ в пространстве и времени;
- близкое расположение регионально распространенных нефтематеринских пород, с повышенным содержанием ОВ и крупных ловушек, размеры которых составляют от нескольких сотен до нескольких тысяч квадратных километров и часто объединённых в единую зону нефтегазонакопления с общим контуром нефтеносности и наличием великолепных емкостно-фильтрационных свойств;
- присутствие в разрезе надёжных региональных флюидоупоров, представленных эвапоритами, глинами, иногда глинистыми известняками и мергелями с высокими экранирующими свойствами;
- наличие участков с повышенной тепловой энергией, повторном опускании и прогреве нефтегазопроизводящих пород;
- непродолжительность формирования месторождений (по данным М. Хелбути 1,5-10 млн. лет);
- сравнительно позднее вступлением нефтегазоматеринских толщ в очаг генерации (24 % уникальных и крупных месторождений УВ открыто в палеогеново-неогеновых отложениях, 59 % - в мезозойских и 13 % в палеозойских отложениях, но в очаг генерации они попали, как правило, не ранее палеогена). Например, концентрация большого числа крупных и уникальных газовых месторождений северной части Западно-Сибирской плиты произошла, наряду с другими факторами, благодаря формированию значительных по размерам структурных ловушек, связанных с валообразными и куполовидными поднятиями в кайнозойскую эру, и новейшему времени окончательного формирования месторождений (В.С. Скоробогатов; 1999).
Наличие в разрезе НГБ вертикальной зональности фазового состояния залежей УВ. Эта зональность связана с фазово-генетической, или термо-барической, зональностью нефте- и газообразования при прохождении нефтегазоматеринскими толщами биохимической зоны и главных зон нефте- и газообразования. Проявляется она в следующем. Верхние части разреза до глубины 1,2-1,5 км содержат преимущественно скопления сухого газа. Ниже отмеченной глубины до глубины 4-5 км запасы газа сокращаются и увеличиваются запасы нефти. Поэтому в этом интервале глубин располагаются нефтяные, нефтегазовые, газонефтяные, газовые и газоконденсатные месторождения (залежи). На глубинах более 4-5 км вновь происходит увеличение запасов газа и первичного газоконденсата и уменьшение запасов нефти. На больших глубинах, более 6000 м, встречаются в основном залежи сухого газа (метана).
Нижний предел распространения нефтяных и газоконденсатных месторождений связан с деструктивным действием высоких температур на нефтяные УВ, а верхний предел газоконденсатных месторождений - с недостаточно высоким пластовым давлением.
Связь месторождений нефти и газа, в том числе уникальных и крупных, с активизированными глубинными разломами, узлами их пересечения и с областями активного сейсмопроявления и повышенной новейшей тектонической активности. Этим условиям, например, соответствует Иракско-Иранская НГО, которая является одной из крупнейших на Земле по концентрации уникальных месторождений УВ и расположена в пределах складчатого крыла Месопотамского прогиба.
Региональная закономерность размещения месторождений УВ разного фазового состояния. Эта закономерность проявляется в том, что отдельные региональные структурные элементы НГБ характеризуются преимущественной нефтеносностью или газоносностью. Связана она с различным составом исходного ОВ, разной степенью его катагенеза, термодинамическими условиями миграции и аккумуляции УВ, проявлением дифференциального улавливания УВ, гипсометрическим положением зон и областей нефте- и газонакопления, интенсивностью и направленностью новейших тектонических движений и другими факторами.
Вертикальная зональность, или закономерность, размещения месторождений нефти и газа по интервалам глубин. Эта закономерность прослеживается при сопоставлении выявленных мировых запасов нефти и газа с интервалами глубин их залегания.
Выявленный диапазон глубин размещения месторождений УВ лежит в пределах от нескольких десятков метров от поверхности до 8000 м. Однако статистика показывает, что 90 % всех запасов УВ Земли приходится на глубины от 1 до 3 км. Это так называемая оптимальная зона размещения скоплений УВ. В России и ближнем зарубежье на этих глубинах сосредоточено 95 % запасов нефти и 88 % запасов газа (О.К. Баженова и др; 2000). Запасы уникальных и крупных месторождений, по классификации использовавшейся до 1983 г., также заключены в основном на глубинах до 3,5 км. На относительно небольших глубинах, до 4,5-4,6 км, выявлены и промышленные скопления УВ в фундаменте. Однако это не означает, что большие глубины малоперспективны, поскольку они ещё мало изучены.
На размещение месторождений нефти и газа по интервалам глубин, а также и по стратиграфическим подразделениям, влияет геотектоническим положение НГБ. На древних платформах основная нефтеносность связана с палеозойскими отложениями и наибольшая часть запасов нефти располагается на глубинах до 2,5 км. Максимум запасов лежит чаще всего в интервале 1,7-2,2 км. В НГБ, характеризующихся интенсивным погружением в мезозое, максимальные запасы нефти находится несколько глубже, в интервале 2,0-2,5 км. В бассейнах интенсивного, преимущественно кайнозойского погружения, залежи нефти вскрываются как на окраинах платформ, так и в подвижных поясах на глубинах до 5-6 км и могут быть встречены глубже.
Зависимость масштабов нефтегазонакопления от геодинамических типов НГП (НГБ). Наиболее продуктивные НГБ располагаются на периферии континентальных платформ, ограниченных складчатыми сооружениями, на континентальных окраинах и на переходе молодых орогенных систем к океанам. К НГП данных типов приурочено более 90 % числа крупнейших месторождений нефти и газа.
Стратиграфическая зональность размещения месторождений нефти и газа. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности лежит в пределах от верхнего протерозоя, включительно, до четвертичной системы. При этом в распределении месторождений нефти и газа наблюдается четыре пика, которые имеют разную интенсивность. Первый и незначительный пик нефтегазоносности, порядка нескольких процентов от количества запасов имеется в венде-кембрии. Далее, в палеозое, наблюдается более существенный пик нефтеносности (порядка 15 %), приходящийся на девон и пик газоносности (порядка 20 %), приходящийся на границу карбона и перми. Главный пик нефтегазоносности проявляется в мезозое и приходится на меловую систему. В ней сосредоточено до 40 % запасов нефти и 50 % запасов газа. Последний пик отмечается в неоген-антропогене (до 15 % нефти и до 30 % газа). Смещение палеозойского газового максимума газа относительно нефтяного О.К. Баженова и др. (2004) объясняют массовым накоплением гумусового ОВ в каменноугольном и пермском периодах и образованием соленосных отложений большой толщины, которые являются хорошими флюидоупорами.
Здесь следует отметить, что в первой половине ХХ в. поисково-разведочное бурение велось на небольших глубинах и, соответственно, первое место по запасам УВ занимали кайнозойские отложения. Вероятно, настоящая схема распределения запасов по глубине и стратиграфическим подразделениям также может измениться с изменением степени разведанности более глубоких и древних горизонтов. Например, сейчас предполагаются большие ресурсы УВ в триасовых отложениях Баренцева и Карского моря. При составлении схемы распределения газа по глубинно-стратиграфическим комплексам необходимо учесть его существование в форме газогидратов, ресурсы которых сосредоточены преимущественно в молодых отложениях и в десятки тысяч раз превышают ресурсы свободного газа.
В.Ф. Раабен (1976) объясняет приуроченность большей части мировых запасов нефти и газа к мезозойским отложениям сравнительно недавним завершением в них процессов генерации и аккумуляции УВ. В палеозойских отложениях эти процессы завершились намного раньше и месторождения в них во многом уже разрушены, а в кайнозойских отложениях процессы генерации и аккумуляции УВ еще продолжаются.
