Геология нефти и газа

САФРОНОВ А.Ф.
ГЕОЛОГИЯ
НЕФТИ И ГАЗА
(курс лекций)

ГЛАВА 1. РОЛЬ НЕФТИ И ГАЗА В МИРОВОЙ ПОЛИТИКЕ И ЭКОНОМИКЕ
Нефть человеком используется очень давно. Её добывали и использовали ещё за 5-6 тыс. лет до н. э. Вначале нефть применялась в медицине, строительном деле, для освещения и в военном деле в виде зажигательного средства.
До второй половины XIX столетия нефть в очень небольшом количестве в естественных выходах её на дневную поверхность. Глубина колодцев редко достигала нескольких десятков метров. В Китае ещё за 200 лет до н.э. бурились скважины при помощи бамбуковых штанг.
Бурение скважин при помощи буровых станков началось в середине XIX столетия. Первые нефтяные скважины ручными буровыми станками были пробурены в Баку, на Северном Кавказе, в Прикаспийской низменности. Первые скважины, глубиной до 70 м, давшие фонтаны нефти, были пробурены на Кубани (1864 г.) и на Алшеронском полуострове (1869 г., Балаханы). Официальная дата возникновения нефтяной промышленности в России - 1.871 г.
Росту добычи нефти способствовало освоение способов переработки нефти. В начале XIX века появились первые нефтеперегонные установки для получения керосина.
Большой вклад в развитие нефтеперерабатывающего производства и использования нефти и продуктов её переработки внёс великий русский ученый Д.И.Менделеев. Под его наблюдением строились в России первые нефтеперегонные заводы, он предложил перевести морской флот на нефтяное топливо.
Решающим толчком к бурному росту добычи нефти и её переработки послужило появление в конце XIX столетия двигателей внутреннего сгорания. Если до 60-х годов XIX столетия в мире добывалось до 5 тыс. т нефти в год, то к началу XX столетия объем годовой добычи нефти достигал уже 20 млн. т.
К началу XX столетия нефть добывалась в 19 государствах. В 1940 г. нефть добывалась в 39 странах, в 1973 г. - 63, в 1980 г. - 68 странах мира.
В XX столетии стремительно растёт добыча нефти: в 1945 г. добыто 350 млн. т, в 1970 г. - 2 млрд. т, в 1992 г. было добыто 3 млрд. т., а в 2009 году – 3,8 млрд.т. В 2009 г. в России было добыто 494 млн. тонн (первое место в мире), на втором месте Саудовская Аравия, на третьем – США. Около 60% добычи нефти приходится на 10 государств. Более половины добытой нефти экспортируется, причем на долю Саудовской Аравии, Ирана, ОАЭ, Кувейта и Ирака приходится около 40% поставок. Россия по экспорту нефти занимает второе место в мире (241 млн. т.), т.е. почти половина добытой нефти идет на экспорт.
Ещё более бурный рост добычи природного газа - в начале 40-х годов XX столетия мировая добыча газа не превышала 100 млрд. куб. м, в 1992 г. было добыто уже 2,1 трлн. куб. м., а в 2009 году - 3,1 трл.м. куб. Мировой лидер по добыче природного газа в последние годы США (594 млрд. м. куб. в 2009 году), на втором месте – Россия. Как и по нефти, более 60% всей добычи природного газа приходится на 10 стран. В отличие от нефти на мировой рынок поступает менее 25% добытого газа. Крупнейшим экспортером природного газа является Россия, на долю которой в 2009 году приходилось 21,7% всего мирового объема природного газа поступающего на мировой рынок.
Существенную роль на мировом рынке природного газа играет сжиженный природный газ (СПГ). СПГ получают из природного газа путем сжатия с последующим охлаждением (до – 1600С). При сжижении объем уменьшается примерно в 600 раз. В 1912 г. был построен первый экспериментальный завод, в 1941 году в Кливленде (Огайо, США) налажено производство СПГ, в 1959 году первая поставка СПГ из США в Англию и Японию. 1969 год стал годом долгосрочных поставок СПГ из США в Японию (из Аляски). За последние 40 лет объемы производства СПГ возросли в 110 раз. В 2011 году продажа СПГ возросла до 331 млрд. куб. м. В настоящее время лидерами по поставкам СПГ являются Катар, Малайзия, Индонезия, Австралия, Алжир. Основные импортеры Япония, Ю.Корея, Испания. В России первый завод по производству СПГ построен в 2006 г. на Сахалине, второй планируется построить во Владивостоке, куда будет подаваться газ с Чаяндинского месторождения.
Ни одна отрасль промышленности в мире по добыче полезных ископаемых в XX веке не знала таких быстрых темпов роста, как нефте- и газодобывающие. Это обусловлено тем, что нефть и газ не только эффективное топливо, но и тем, что нефть и газ ценнейшие исходные продукты для химической и биохимической промышленности.
В топливном балансе стран мира в 1910 г. на долю нефти приходилось всего 3% (природный газ не применялся), основная доля (65%) приходилась на каменный уголь. В 1970 г. в топливном балансе стран мира нефть занимала уже 34%, газ - 18%, каменный уголь - 32%. В 1992 г.: нефть - 40%, газ - 22%, уголь - 27%.
В современном мире все большее значение приобретает природный газ. В конце XX столетия газ превратился в существенный фактор экономического развития. Особое внимание уделяется сжиженному природному газу, состоящему из этан-бутанов, пентана и гексана. Эти компоненты почти нацело извлекаются из природного газа на газоперерабатывающих заводах, а затем используются как сырье для получения пластмасс, в виде топлива. Кроме того, применяется технология по превращению метана в жидкие углеводороды. Такой завод работает в Новой Зеландии, где производимый на нем бензин на 1/3 покрывает потребности этого государства.
Широко известно высказывание Д.И.Менделеева о том, что сжигать нефть в топке - это всё равно, что растапливать печь ассигнациями. С середины 40-х годов XX столетия в мире интенсивно начинает развиваться нефтехимическая промышленность. Один из основных продуктов переработки синтетический каучук. Основной потребитель синтетического каучука автомобильная промышленность. Например, на шины большегрузного самосвала идёт около 3 т каучука. Из нефти получают широкий спектр пластмасс, синтетических волокон. Полиэтилен - продукт полимеризации газообразного этилена. Путем биохимической переработки нефтяных углеводородов получают белковые вещества. В настоящее время синтетический белок идет в сельское хозяйство на откорм животных и птиц. В меню человека также уже входят продукты, приготовленные из нефти. Например, масло в шпротах - это продукт нефтехимии. Эксперты Всемирной организации здравоохранения предполагают, что к началу третьего тысячелетия в рационе человека в значительном количестве будут присутствовать заменители мяса и молока.
Из этого краткого обзора видно какая роль принадлежит нефти и газу в мировой экономике. Огромно влияние этих полезных ископаемых и на мировую политику.
В XX веке нефть стала фактором военной мощи государств. Вторая мировая война стала войной моторов. Ударная сила современных армий почти целиком зависит от топлива начиная от бронемашин до ракет. Значимость нефти как стратегического сырья можно продемонстрировать на примере нефтяного кризиса 1970-х годов. В 1973 г. страны ОПЕК (страны экспортеры нефти Ближнего и Среднего Востока) наряду с требованием повышения цен на экспортируемую нефть, выдвинули ряд политических требований, в связи с агрессией Израиля на Ближнем
Востоке. Разразился нефтяной кризис, в результате которого в мире резко подскочили цены на нефть, кризис затронул во многих странах отрасли машиностроения и транспорта. Оккупация Кувейта 1Ираком в 1991 г. и последующая военная операция США и западных партнеров "Буря в пустыне" напрямую связаны с тем, что Кувейт обладает огромными запасами нефти.
Нефть и газ исключительный фактор экономического развития государств. Яркий тому пример страны Персидского залива, которые благодаря огромным запасам нефти превратились в богатейшие страны мира.
Среди нефтегазовых компаний мира насчитывается около 30 компаний, активы которых около или более 10 млрд. дол. Крупнейшие компании добывают около 30% процентов мировой нефти.
В настоящее время в мире насчитывается более 210 государств, среди которых около половины располагают запасами нефти и газа и добывают их на своей территории или в пределах входящих в их состав акваторий. Причем выгодна не добыча и продажа нефти и газа, а производство и продажа получаемых из них моторного топлива, масел, пластмасс и др. материалов. Так, в США в начале 90-х годов XX столетия мощность нефтеперерабатывающих заводов составляла около 2 млн. т нефти в сутки (США добывали около 350 млн. т) при глубине переработки около 80%. Кроме моторного топлива и масел, эти заводы дают сырье для нефтехимического синтеза (выпускается около 1000 наименований - пластмассы, каучук и др.).
В последние годы много говорят про сланцевую нефть и сланцевый газ. В 2012 году Международное энергетическое агентство (WEA) в своем ежегодном обзоре рынков и отрасли (World Energy Outlook) спрогнозировало радикальное изменение мирового энергетического рынка за счет добычи сланцевого газа и сланцевой нефти. Предполагается, что к 2035 году США займет первое место в мире по добыче нефти за счет сланцевой нефти. По добыче природного газа это уже произошло. Россия была крупнейшим производителем газа с 2002 года. В 2009 году «ГАЗПРОМ» сократил добычу газа на 12,4% (до 582,3 млрд.м.куб.) и РФ уступила первое место США, где производство природного газа достигло 624 млрд.м.куб. Большую часть прибавки обеспечил сланцевый газ. По оценкам Ziff Energy Group сланцевого газа в США в 2009 г. было добыто около 51 млрд.м. куб. В 2012 г. добыча сланцевого газа в США превысила 200 млрд.м. куб.

В марте 2011 г. статистическое агентство при Министерстве энергетики США (Energy Information Administration (EIA) оценило запасы СГ в 32 странах (не рассматривались РФ и страны Ближнего Востока) (EIA “World Shale Resources”, 2011). Общемировые извлекаемые запасы СГ были оценены в 256 трлн.м. куб. (40% от общемировых запасов традиционного и нетрадиционного газа, без угольного метана). При этом считается, что эта цифра минимальна, поскольку в расчет принимались только высокоперспективные участки (по мере совершенствования технологий рентабельной может стать добыча СГ и из формаций с более низким содержанием газа). Современная технология разработки глинистых сланцев сочетает горизонтальное бурение, гидроразрыв и 3D сейсмическое моделирование.

Газоносность глинистых сланцев была известна давно, однако, только в начале XXI века добыча сланцевого газа стала рентабельной. Надо заметить, что толчком к резкому увеличению инвестиций в добычу сланцевого газа послужили высокие цены на природный газ в США. Осенью 2005 г. средняя стоимость газа в США достигла исторического максимума – примерно 480 долл. за 1 тыс. м. куб. В том же году был достигнут среднегодовой рекорд – 325 долл. за 1 тыс. м. куб. Именно на 2005-2006 года пришлась основная масса инвестиционных решений на разработку новых участков сланцевых залежей. В 2011 году цена на природный газ в США уже составила 148 долл. за тысячу кубометров, а в апреле 2012 г. она упала до 70 долл. Покрытие собственных потребностей в газе в США привело к изменению направлений экспортных поставок СПГ – в 2012 г. поставки СПГ из Катара в США были перенаправлены в Европу – и в странах, имевших терминалы для СПГ, газ продавался по демпинговым ценам.
Добыча такого газа стала экономически выгодной только в начале 2000-х годов после разработки технологий с применением горизонтального бурения и гидроразрыва. Основной технологический процесс – гидравлический разрыв с использованием жидкости гидроразрыва (вода) с гранулированным песком. Этот песок расклинивает образовавшиеся трещины (фрекинг). Вода и песок составляют более 98% жидкости гидроразрыва, остальной объем приходится на химические добавки – по отрывочным данным это биоциды (американское ноу-хау). Широко применяется кустовое бурение скважин. Шесть-восемь горизонтальных скважин обеспечивают охват газонасыщенной зоны как 16 вертикальных скважин (Modern shale..., 2009). ). Надо заметить, что в целом по статистике для горизонтальных скважин, по сравнению с вертикальными, характерно более быстрое снижение во времени дебита скважин. Для горизонтальных скважин, пробуренных с целью добычи сланцевого газа (и «сланцевой нефти»), эта особенность выражена еще ярче в силу того, что зона «искусственного» дренажа, образованного в результате гидроразрыва, конечна, а в естественном гранулярном коллекторе – условно бесконечна.
В результате резкого роста добычи сланцевого газа в США наблюдаются структурные изменения в системе энергоснабжения как в США, так и в странах Западной Европы. Поступление на газовый рынок США газа, продаваемый по цене ниже себестоимости, привело к снижению доли угля в топливно-энергетическом балансе США и повышению доли природного газа в электрогенерации. В период 2006 – 2011 годы выработка электроэнергии на газовых станциях возросла почти на четверть, в то время как угольная генерация сократилась на 11%. Как следствие, в последние годы доля американского угля в странах ЕС возросла в 2011 году до 17% (в 2009 г. – 12%). Это обстоятельство может оказать опосредованное давление на поставки газа на европейский рынок. Этот фактор нельзя сбрасывать со счетов при планировании ГАЗПРОМом будущей емкости экспортного рынка Западной Европы, в первую очередь.
Все больше специалистов и экспертов говорят о сланцевой революции, которая в обозримом будущем, будет играть заметную роль на мировом энергетическом уровне. Относительно влияния сланцевого газа на мировой газовый рынок оценки российских специалистов расходятся. Многие российские специалистов скептически относятся к перспективам роста доли сланцевого газа в общей добыче газа, считая прогнозы по добыче сланцевого газа преувеличенными, и, что на сланцевый газ нельзя рассчитывать в долгосрочной перспективе.
Достижения США в области добычи сланцевого газа очевидны, что разогревает интерес результатов к сланцевому газу во многих странах Европы и Азии (здесь нельзя исключать и политический фактор – стремление ряда европейских стан к снижению зависимости от российского газа). Успехи в разработке технологий по добыче сланцевого газа способствовала и активизации добычи «сланцевой нефти».

ГЛАВА 2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА НАФТИДОВ
Под термином нафтиды объединяются углеводородные газы, конденсаты, нефти, производные гипергенного преобразования нефтей (мальты, асфальта, асфальтиты, озокериты и пр.) и метаморфического преобразования нефтей (мальты, кериты и пр.). Нефть представляет собой жидкость, обычно коричневого или черного цвета. Консистенция нефти различна: от жидкой маслянистой до густой смолообразной. Природные углеводородные газы находятся в свободном состоянии или растворены в нефти, или в пластовой воде.
2.1. Основные элементы, входящие в состав нафтидов
Элементный состав нафтидов прост. В их составе присутствуют элементное С, Н, О, S, N, основные в структуре любого вещества органического происхождения.
Основным элементом нафтидов является углерод. Его содержание в нефтях колеблется в пределах 79 - 87 %, в природных газах - 42 - 78%. Второй по значению элемент - водород. Его содержание в нефтях колеблется в пределах 11 - 14%, а в природных газах - в пределах 14 -24%.
На долю других элементов (О, S, N) приходится до 4 - 6%. Как правило, эти элементы входят в состав так называемых гетероатомных (О, S, N - содержащих) органических соединений. Из этих элементов только сера в нефтях может находиться в свободном состоянии. Все остальные элементы в нефтях присутствуют и в связанной форме в виде не углеводородного соединения, например, H2S. В природных газах количество H2S может достигать 20% и более.
Содержание кислорода в нефтях редко достигает 1 - 2%. В нефтях кислород присутствует в составе нафтеновых кислот, фенолов и смолистых веществ. В природных газах кислород присутствует в виде С02. Содержание углекислоты в газах колеблется в очень широких пределах: от долей процента до 95% (скв. Зубер-2 площади Криницы, Польша). Содержание азота в нефтях редко превышает 1%. Основная масса азота содержится в смолах. В природных газах азот находится в свободном состоянии. Содержание азота также колеблется в широких пределах - от долей процента до почти чисто азотных газов. Содержание азота в газовых месторождениях Восточной Германии и Польши колеблется в пределах от 30 до 65%.
В природных газах присутствуют инертные газы - гелий (Не), аргон (Аг), неон (Ne) и др. Наиболее часто встречаются гелий и аргон.
Содержание гелия в газах обычно составляет доли процента. В отдельных случаях содержание гелия достигает 18% (объемных). Газовые месторождения с повышенным содержанием гелия известны в Северной Америке, Алжире, на Русской и Сибирской платформах.
Характерной особенностью нефтегазовых месторождений северо-запада Иркутской области, юга Эвенкии и юго-запада Якутии является высокие содержания гомологов метана и гелия. В целом на открытых месторождениях Восточной Сибири и Республики Саха (Якутия) запасы гелия приближаются к 20 млрд. м3. Заметим, что значительными запасами гелия обладают Катар (10 млрд м3) и Алжир (8 млрд м3).
В настоящее время потребление гелия на мировом рынке растет. На объемах потребления гелия не сказался и мировой экономический кризис 2008-2009 годов. По расчетам специалистов к 2030 г. мировое потребление гелия превысит 300 млн м3, другими словами, вырастет больше, чем в 1,7 раза по сравнению с 2009 г.
Основные потребители гелия – США, Япония, Китай и другие страны АТР. В США и Европе потребление гелия увеличивается на 2-3 % в год. В Китае наблюдается рост потребления гелия на 15-20 % ежегодно. Основными конкурентами России на гелиевом рынке будут Катар и Алжир. Однако у России более выгодное географическое расположение по отношению к самому емкому рынку гелия. Компанией ОАО «Криор» завершается строительство в порту Находка гелиевой станции для осуществления подачи гелия в страны АТР. Эта компания в 2011 г. начала оправлять жидкий гелий через порт Восточный в Южную Корею. Доставка гелия в порт производится автоцистернами с Оренбургского завода. Перегрузка гелия из автоцистерн на суда требует ряда специальных операций, для осуществления которых и строится необходимая инфраструктура.
В рамках реализации Восточной газовой программы принято решение о формировании Якутского центра газодобычи на базе Чаяндинского НГКМ. Чаяндинское НГКМ можно рассматривать как уникальное месторождение гелия, где запасы гелия приближаются к 14 % от мировых. Запасы гелия – 7 477 714 тыс. м3;

Нами было высказано предложениие по созданию федерального запаса гелия в подземных хранилищах газа (ПХГ). Здесь уместно заметить, что в настоящее время цена одного кубометра гелия на мировом рынке составляет 2-2,5 долл. США, а в 2030 г. прогнозируется рост до 8-10 долл. США. Жидкий гелий в сосудах Дюара и баллонах реализуется по ценам от 7 до 15 долл. США за один литр.
Геологическая ситуация территории Ленского района Республики Саха (Якутия), где расположено Чаяндинское НГКМ, позволяет строительство как ПХГ структурного типа, так и ПХГ в эвапоритовых породах. В разрезе осадочного чехла на территории Ленского района присутствуют регионально выдержанные соленосные комплексы, приуроченные (снизу вверх) к юрегинской, толбачанской и чарской свитам нижнего кембрия. Для хранения гелиевого концентрата предлагается строительство ПХГ в природных резервуарах под усольскими (юрегинскими) солями в нижнекембрийских отложениях зоны сочленения Нюйско-Джербинской впадины Предпатомского прогиба и восточного склона Непско-Ботуобинской антеклизы. Соляные пласты юрегинской свиты залегают на глубинах 1000-1200 м и имеют толщину от 100 до 300 м.


Концентрация аргона в газах, как правило, не превышает 0,1%.
В золе нефтей обнаружено много химических элементов. Среди них заметную роль играют элементы из группы железа, а также V и Ni. В золе отдельных нефтей Волго-Уральской нефтегазоносной провинции содержание V и Ni достигает десятков процентов. Эти элементы находятся в виде металлопорфиринов - металлоорганических комплексных соединений. В отдельных случаях нефти и природные битумы с высоким содержанием ванадилпорфиринов являются сырьем для получения ванадия.
2.2. Химические соединения, входящие в состав нафтидов
Основными химическими соединениями природных газов, нефтей и производных нефтей являются углеводороды (УВ).
Углеводороды - органические соединения, молекулы которых состоят только из углерода и водорода. В зависимости от строения различают ациклические и изоциклические (циклические) УВ. Циклические УВ по числу циклов в молекуле подразделяются на моно-, би-, три-, тетра- и полициклические. Циклические УВ, содержание несколько непосредственно соединенных друг с другом циклов, называются конденсированными УВ.
По характеру связей между атомами углероды УВ делятся на насыщенные (предельные), т. е. не способны к реакциям присоединения, и ненасыщенные, способны присоединять к своей молекуле другие атомы и молекулы. Наиболее химически устойчивы насыщенные УВ, имеющие простые связи. Значительно легче вступают в реакцию ненасыщенные УВ, имеющие двойные, тройные и кратные связи.
Углеводороды, сходные по строению и характеру связей, различающиеся только по числу метиленовых групп (-СН2-) групп, образуют гомологические ряды.
Углеводороды - основной компонент нефтей и природных газов. Некоторые горючие газы, конденсаты и легкие нефти практически нацело состоят из УВ. Как правило, содержащиеся УВ в нефти тем ниже, чем выше ее плотность. Так, нефти с пл. 0,84 - 0,85 г/см3 содержат 90 - 95% УВ, а нефти с пл. 0,89 - 0,90 содержат 75 - 80%. В тяжелых нефтях типа мальт, в асфальтах и битумах углеводороды, аналитически определяемые как масла составляют обычно менее 40%.
Углеводороды делятся на три основные группы: алканы, цикланы, и арены.
АЛКАНЫ (метановые, парафиновые УВ) - углеводороды с общей формулой СпН2п+2. Углеродный скелет алканов представляет собой линейные или разветвленные цепи углеродных атомов, соединенных простыми связями. Алканы, имеющие линейную структуру, называются нормальными (н-алканами), а алканы с разветвленной углеводородной цепью - изо-алканами.
Газообразные гомологи метана (этан-С2Н8, пропан-С3Н8, бутан- С4Н10 и редко пентан-С5Н12)- единственные углеводородные компоненты горючих газов. В нефтях и битумоид,,ах,ных РОВ идентифицированы н-алканы до С45Н92 и изо-алканы до C25H52- Алканы нормального строения от С16 могут образовывать твердые агрегаты - парафины. Плотность парафинов 0,865-0,940 г/см3. Парафины при температуре нефти уже ниже 25°С находятся в нефти в мелкокристаллическом состоянии; высокое их содержание может осложнить разработку нефтяных залежей (особенно это актуально для нефтяных месторождений Якутии, которые характеризуются аномально низкими пластовыми температурами). Наибольшим содержанием алканов (до 70%) характеризуются легкие нефти из мезозойских и палеозойских отложений, залегающие на глубинах более 2000 м. С увеличением общего количества алканов, как правило, растет отношение н-алканов к изо-алканам. Содержание н-алканов в нефтях может достигать 50%, при этом в максимальных концентрациях обычно присутстствуют н-алканы.
ЦИКЛАНЫ - (циклоалканы, циклопарафины, нафтеновые, полиметиленовые УВ) - класс насыщенных циклических УВ. Циклы УВ этого класса построены из трех и более метиленовых СН2 - групп. Общая формула моноциклических цикланов СпН2п, бициклических - CnH2n-n, трициклических - СпН2п -4 и т.д. По плотности, температуре кипения и показателю преломления цикланы занимают промежуточное положение между алканами и аренами с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Содержание цикланов в нефтях и битумоидах ОВ пород колеблется в широких пределах (25-75%). Почти все нефти с высоким содержанием цикланов связаны с бассейнами молодой альпийской складчатости и залегают в отложениях палеоген - неогенового возраста (нефти Азербайджана, Сахалина, Калифорнии, Аляски, Венесуэлы и т.д.). В многопластовых месторождениях содержание цикланов обычно уменьшается от верхних горизонтов к нижним.
АРЕНЫ (ароматические УВ) - класс углеводородов общей формулы СпН2п-Р (р = 6, 12, 14, 18, 20, 24, 28, 30, 36), содержащих циклы с ароматическими связями. Арены наряду с алканами и цикланами составляют основную массу УВ ископаемого органического вещества. В нефтях и битумоидах РОВ пород моноциклические арены представлены бензолом и его гомологами. По физическим и химическим свойствам арены существенно отличаются от алканов и цикланов. Арены имеют значительно более высокие плотность, показатель преломления, температуры кипения и кристаллизации, чем алканы и цикланы с тем же числом углеродных атомов в молекуле. Как правило, содержание аренов в нефтях (10-20%) ниже содержания алканов и цикланов. Известны, однако, нефти, содержащие более 35% аренов (Чусовское месторождение в Волго-Уральской области). В состав УВ битумоидов РОВ пород доля аренов может быть значительно выше, особенно, в РОВ гумусового типа.
Основная масса аренов нефтей представлена УВ гомологического ряда бензола - в среднем 67% от общего количества аренов.
Элементарная сера, растворенный сероводород и серосодержащие органические соединения (меркаптаны, сульфиды, дисульфиды, теофаны) в тех или иных количествах присутствуют в нафтидах. Элементарная сера в нефтях присутствует в очень незначительных количествах. Сероводород (H2S) в пластовых условиях может содержаться в природных газах и в растворенном виде в нефтях. Серосодержащие органические соединения присутствует в нефтях и ее производных и сосредоточены они в основном в асфальтово-смолистой фракции. Содержание серы в нефтях может достигать 5-6 %.
Кислород в нефтях и ее производных присутствует в составе следующих соединений - нафтеновых кислот, фенолов, эфиров и смолистых веществ.
Нафтеновые кислоты - соединения, в которых одновременно содержатся нафтеновый цикл и карбоксильная (кислотная) группа (-СООН). В силу этого наиболее высоким содержанием нафтеновых кислот характеризуются нефти с преобладанием цикланов (нефти третичных отложений Калифорнии, п-ва Мангышлак и др.).
Фенолы и эфиры в нефтях содержатся в очень небольших количествах. Эти соединения состоят из ароматического цикла, к которому присоединена гидроксильная группа - ОН.
Кислород входит также в молекулы, составляющие смолы и асфальтены.
Азотистые соединения постоянно присутствуют в нефтях и ее производных. В среднем содержание в нефтях азотсодержащих органических соединений составляет I - 1,5%, причем большая их часть в асфальтово-смолистой части. Между содержанием азота и количеством смол в нефтях существует определенная зависимость. Более легкие, малосмолистые нефти всегда содержат меньше азота, чем высокосмрлистые.
Второе место по содержанию после УВ в нефтях занимают смолисто-асфальтеновые вещества.
По строению и свойствам смолы аналитически подразделяются на бензольные и спиртобензольные. Бензольные смолы от спиртобензольных отличаются меньшим содержанием гетероэлементов и большим содержанием циклических структур. Содержание смол в нефтях может достигать 35% и более.
Асфальтены, наиболее высокомолекулярная фракция, отличаются от смол меньшим содержанием в молекулах водорода и значительно большим количеством ароматических циклов.
Содержание асфальтенов в нефтях, как правило, не превышает 2-4%. В нефтях месторождений юго-западной части Республики Саха (Якутия) средние содержания асфальтенов колеблются в пределах 0.8-3.5 % (вес).

2.3. Физические и физико-химические свойства нефтей и природных газов
Нефть - жидкий нафтид, в физическом отношении коллоидно-дисперсная система. Наиболее важными параметрами нефти являются: плотность, вязкость.
Плотность - физическая величина, определяемая как отношение массы вещества к занимаемому им объему. Плотность нефти определяется при 20°С и к плотности воды при 4°С. Плотность нефтей выражается в граммах на кубический сантиметр. Величина плотности для различных по составу нефтей колеблется от 0,77 до 1 г/см3.
Вязкость - способность жидкости оказывать сопротивление перемещению ее частиц относительно друг друга под действием действующих на них сил. Различают вязкость абсолютную, измеряемую в паскалях на секунду (Па/с) в системе СИ (внесистемная единица пуаз - 0,1 Па/с), и кинематическую (отношение абсолютной вязкости к плотности жидкости), измеряемую в стоксах (один стоке в системе СИ – 10-4 м2/с). Наименьшая вязкость у легких нефтей, вязкость также уменьшается с увеличением количества растворенного в нефти газа, с увеличением пластовой температуры.
Важным показателем качества нефтей являются товарные свойства нефти, которыми определяются технологические схемы переработки нефти, состав и качество продуктов нефтепереработки. По содержанию серы нефти делятся на три класса: малосернистые (содержание серы до 0,5%), сернистые(0,51 - 2%) и высокосернистые (более 2%). По содержанию парафина нефти делятся на три вида: малопарафиновые (не выше 1,5%), парафиновые (1,51 - 6%) и высокопарафиновые (более 6%). По содержанию смол различают нефти малосмолистые (до 5%), смолистые (5 - 15%) и высокосмолистые (свыше 15%).
Важнейшими свойствами природных газов являются: плотность, растворимость (прямая и обратная) и гидратообразование.
Плотность. На практике пользуются относительной плотностью газа, представляющей собой отношение массы единицы объема газа к массе единицы объема воздуха при 0°С и 760 мм рт. ст. Величина относительной плотности газов колеблется в пределах 0,6-1,5 кг/м3. Наименьшей плотностью обладают сухие метановые газы.
Растворимость. Растворимость прямая - свойство природных газов растворяться в нефти и пластовой воде при повышении давления и выделяться в свободную фазу при падении давления (в изотермических условиях). Растворимость газа в нефти зависит от состава нефти и газа, пластового давления и температуры. Давление, при котором дальнейшее растворение газа в нефти при данной температуре невозможно, называется давлением насыщения. Если давление насыщения равно пластовому давлению, то пластовая нефть предельно насыщена газом. Количественное соотношение объема растворенного газа к объему нефти называется газовым фактором. Величина газового фактора нефтей в пластовых условиях колеблется в очень широких пределах- от первых единиц до 500 м'/м3. Углеводородные газы легче растворяются в нефти, чем в воде. Растворимость гомологов метана в нефти выше, чем метана. При падении давления газ выделяется из нефти, при этом первым выделяется метан, а затем его гомологи в порядке: этан-пропан-бутан-пентан. Сравнительно высокая растворимость природных газов в воде обусловливает существование огромных масс растворенного газа в пластовых водах. По расчетам специалистов, объем газа находящегося в свободном состоянии составляет только 6-9% от объема газа находящегося в водорастворенном состоянии.
Растворимость обратная - процессы протекающие в направлении обратном обычному фазовому превращению при изменении давления в изотермических условиях, т. е. выделение жидкости из газового раствора при снижении давления и ее испарение при повышении давления. Свойство легких жидких УВ при определенных термобарических условиях растворяться в газообразной среде приводит к образованию газоконденсатных смесей (конденсат). Газоконденсатные залежи широко распространены в литосфере. При разработке таких залежей получают газ и конденсат, представляющий собой бензинокеросиновую фракцию. Плотность конденсатов составляет 0,74-0,78 г/см3. Количество конденсата в газоконденсатных залежах колеблется в очень широких пределах: от первых десятков до 1000 г/м3.
Гидратообразование. Свойство природных газов (за исключением гелия, неона, водорода ) при взаимодействии с водой образовывать при определенных температурах и давлениях кристаллогидраты ("твердый газ"). Кристаллогидраты представляют собой твердые кристаллические агрегаты плотностью 0,88-0,90 г/см3, похожие на снег или лед с общей формулой МхН2О, где М - молекулы газа образующие гидрат. В 1 м3 газового гидрата может содержаться в зависимости от состава газа от 70 до 240 м3 газа. Газовые гидраты образуются, как правило, при низких температур (не более 10-15°С). Существуют техногенные и природные газовые гидраты. Техногенные гидраты представляют собой фактор осложняющий эксплуатацию газовых и нефтяных скважин, чаще всего, в зоне развития вечной мерзлоты, эксплуатацию газопроводов. Природные газовые гидраты могут образовываться непосредственно в осадочной толще - образование их возможно, чаще всего, в рыхлых осадках Мирового океана, а также в призабойной части продуктивного пласта и на контакте газ- вода газовых залежей.



ГЛАВА 3. ГОРНЫЕ ПОРОДЫ КАК ВМЕСТИЛИЩА НЕФТИ И ГАЗА
Земная кора сложена горными породами - естественными минеральными агрегатами определенного состава и структуры. В соответствии с происхождением различают три генетических класса: осадочные, магматические (изверженные) и метаморфические.
В настоящее время открыто около 50 тыс. месторождений нефти и газа и из них только около 0,1% месторождений приурочено к метаморфическим и изверженным породам, другими словами, можно говорить о генетической приуроченности месторождений нефти и газа к осадочным породам.
Существует большой спектр осадочных горных пород, состав и структура которых зависят в самом общем виде от природно-климатических условий осадконакопления, особенностей геологического развития той или иной территории.
Осадочные породы формируются из следующих основных компонентов:
- продуктов механического разрушения горных пород различного генезиса (обломочная часть);
продуктов химических реакций, происходящих, главным образом, в водной среде (хемогенная часть);
остатков животных и растительных остатков (биогенная часть);
- продуктов вулканической деятельности (вулканогенная часть). Осадочные породы в подавляющем своем большинстве состоят из
нескольких компонентов. Так, практически все осадочные породы содержат то или иное количество органического вещества (биогенная часть).
В силу гетерогенности компонентов, слагающих осадочные породы, последние представляют собой дисперсные среды, которые характеризуются свойствами - пористостью и проницаемостью.
3.1. Пористость горных пород
Пористость горной породы - свойство породы, заключающееся в наличии в породе пустот разного генезиса (пор, каверн, трещин). Это свойство наиболее характерно для осадочных пород.
Суммарный объем пустот в породе (пор, каверн, трещин) называют общей (абсолютной) или теоретической пористостью. Величина объема пустот, выраженная в процентах по отношению ко всему объему породы, называется коэффициентом пористости:
Кп= SMп/ v,
где Кп - коэффициент пористости, Sмп- суммарный объем всех пустот в породе, v - объем породы.
Величина объема пор зависит от взаимного расположения обломочных зерен и характера их укладки (рис. 1, 2, 3). Наименее плотная укладка равновеликих зерен шарообразной формы характеризуется коэффициентом 47,6%.




Рис. 1. Наиболее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 25,8%.

Рис. 2. Среднее по плотности расположение зерен. Теоретический объем пор 36,7%.

Рис 3. Наименее плотное расположение зерен. Теоретический объем пор 47,6%.
По своему генезису поры и другие пустоты в породе могут быть подразделены на первичные и вторичные. Первичными называются пустоты существующие в породе с момента формирования осадка. Вторичными называются пустоты, которые возникли в уже сформировавшихся породах. Особенно велика доля вторичных пустот в карбонатных породах.
В породах присутствуют как сообщающиеся между собой пустоты, так и изолированные. Объем пустот, сообщающихся между собой, называют открытой пористостью. Открытая пористость меньше абсолютной пористости на объем изолированных пор. В самом общем виде разница между этими величинами возрастает по мере увеличения степени постседиментационной преобразованности пород.
Однако, не по всем сообщающимся пустотам может происходить фильтрация флюидов. Это свойство породы определяется эффективной пористостью. Эффективная пористость - это объем пустот в породе по которому происходит движение жидкости или газа. Коэффициент эффективной пористости не имеет достаточно точного количественного определения, так как выделить долю пустот, по которым происходит фильтрация, принципиально не возможно. Чаще под эффективной пористостью понимают разность между открытой пористостью и объемом пор, занятых остаточной водой (Кпэф = Кпо (1-К0В).На практике величина определяемого коэффициента эффективной пористости будет зависеть от способа ее определения, поверхностно-активных свойств на границе раздела фильтрующихся флюидов и т.д.
По морфологическим признакам выделяют межзерновую (гранулярную), каверновую и трещинную пористости. Морфология межзерновой пористости определяется пространственными соотношениями обломочных зерен новообразованных минералов в поровом пространстве и т.д. (рис. 4). Кавернам принято называть пустоты в горных породах размером более 1 мм. Наиболее широко каверны распространены в карбонатных породах, где они могут составлять существенную долю общей емкости. Трещинная пористость определяется густотой и раскрытостью трещин и, как правило, значительно меньше межзерновой пористости.
Размеры пор в горных породах, как правило, редко превышают 100 мкм.

Рнс. 4 Аутигенный кварц в поровом пространстве песчаника. Видны следы коррозии обломочных зерен (Кобяйская скв., нижняя юра, гл. 4130 м).
Пористость различных типов горных пород колеблется в очень широких пределах. Для слабосцементированных песков открытая пористость чаще всего колеблется в пределах 20-40%, для песчаников - 5-30%, для известняков -1-15%, для доломитов - 3-20%.
В поровом пространстве горных пород всегда присутствует вода. Отношение объема открытых пор породы, занятое водой, к общему объему открытых пор (открытая пористость) называется водонасыщенностью или коэффициентом водонасышенности. Определенный объем поровой воды удерживается у стенок пор, каверн и трещин поверхностно-молекулярными и капиллярными силами и не участвует в процессе фильтрации. Эта вода называется остаточной. Количество остаточной воды в пустотном пространстве коллектора зависит от структурных и текстурных особенностей породы, минералогического состава породы и цемента, от физико-химических свойств самой воды. Остаточная водонасыщенность выражается в процентах или в долях единицы. В самом общем виде карбонатные породы-коллекторы при равных фильтрационно-емкостных свойствах всегда характеризуются меньшими количествами остаточной воды по сравнению с терригенными породами-коллекторами. В терригенных породах-коллекторах остаточная водонасыщенность при прочих равных условиях (минералогический состав обломочной части и цемента, количество и тип цемента) уменьшается с увеличением проницаемости.
Коэффициент остаточной водонасышенности (Ков) колеблется в очень широких пределах: от первых процентов до 70% и выше. В нефте-газонасыщенных коллекторах К0, чаще всего колеблется в пределах 15-30%. Значения коэффициента Ко, ниже 10% свидетельствует о гидрофобизации коллектора. В абсолютном большинстве своем осадочные породы изначально являются гидрофильными, т.е. вода избирательно лучше смачивает зерна (обломки, агрегаты), чем нефть. Другими словами, каждое зерно покрыто пленкой воды. В гидрофобных породах, напротив, нефть избирательно лучше смачивает твердую фазу коллектора, чем вода. В качестве примера гидрофобности твердой фазы коллектора можно привести ордовикские песчаники месторождения Оклахома-Сити (США), в которых остаточная водонасыщенность меньше одного процента. Свойствами гидрофобности обладают и некоторые прослои ботуобинского горизонта на Среднеботуобинском и Таас-Юряхском месторождениях в Якутии.
С коэффициентом остаточной водонасыщенности теснейшим образом связаны коэффициенты нефтенасыщенности и газонасыщенности - эти коэффициенты равны 100% - Ков% или 1 - Ко».


3.2. Проницаемость горных пород
Проницаемость - свойство горных пород, определяющее способность пропускать жидкости и газ. Абсолютно непроницаемых пород нет. Породы способны при обычно существующих в верхней части земной коры пропускать жидкости или газы называются проницаемыми. Проницаемость оценивается по формуле Дарси, согласно которой скорость фильтрации несжимаемой жидкости при ламинарном течении ее в пористой среде, пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна динамической вязкости жидкости:
k = QmL/
·PF, где к - проницаемость, Q - объемный расход жидкости в единицу времени, m - вязкость жидкости, L - длина пористой среды,
·Р - перепад давления, F - площадь поперечного сечения.
Коэффициент проницаемости измеряется в Дарси и имеет размерность площади (м2). За Дарси принимается такая проницаемость, при которой через породу с поперечным сечением 1 см2 и при перепаде давления в 1 атм на протяжении 1 см проходит 1 см3 жидкости вязкостью 1 сантипуаз. Из определения и физического смысла коэффициента проницаемости следует, что величина последнего не должна зависеть от флюида, который движется через пористую среду.
Однако, на практике обычно наблюдаются изменения коэффициента проницаемости для разных флюидов и во времени.
Причин, вызывающих, как правило, уменьшение коэффициента проницаемости во времени довольно много. Например, резко снижается проницаемость при фильтрации пресной воды через песчаник с глинистым цементом, представленным минералами, способными впитывать воду. Эти минералы (монтмориллонит, смешаннослойные и некоторые другие) впитывая воду увеличивают свой объем в поровом пространстве, что препятствует движению воды. При фильтрации жидкостей через рыхлый песчаник может происходить перемещение слабосцементированных мельчайших минеральных частичек в поровом пространстве и закупорка межпоровых каналов ("автокольматация"). Снижение проницаемости может происходить в результате выпадения или адсорбции на поверхности зерен асфальтово-смолистых веществ при фильтрации нефти. Снижение проницаемости может происходить и под влиянием поверхностно-активных взаимодействий в случае многофазной (газ-жидкость, жидкость-жидкость) фильтрации.
В системе СИ проницаемость выражается в м2. Внесистемная единица проницаемости - дарси (Д). 1 Д = 1,027-10-12 м2= 1,02 мкм2. Величина проницаемости горных пород в абсолютном большинстве меньше одного дарси . Чаще всего проницаемость горных пород составляет десятые -тысячные доли 1 мкм2.
Проницаемость осадочных пород изменяется в очень широких пределах - от сотых долей 1мкм2 до нескольких мкм2. При проницаемости более 0,01 мкм2 породы относятся к хорошо проницаемым, при проницаемости [(10-0,01)7-10-3 мкм2] - к средненепроницаемым, при проницаемости менее 0,017-10-3 мкм2 - к слабопроницаемым.
Различают абсолютную, фазовую и относительную проницаемость. Абсолютная проницаемость характеризует физические свойства породы. Поэтому абсолютная проницаемость определяется по газу в предварительно проэкстрагированном и высушенном образце породы.
Фазовая проницаемость представляет собой проницаемость фильтруемой жидкости (газа) через пористую среду, насыщенную другой жидкостью. Значение фазовой проницаемости всегда меньше абсолютной проницаемости и зависит от насыщенности преобладающей фазой, величины смачивания и геометрии порового пространства.
Проницаемость относительная, величина определяемая как отношение фазовой проницаемости по данной жидкости к абсолютной проницаемости данной породы. Относительная проницаемость используется для характеристики фильтрационного сопротивления потоку данной жидкости в горной породе при наличии в её поровом пространстве других, не смешивающихся друг с другом жидкостей.
На рис. 5 показана зависимость эффективных проницаемостей от водонасыщенности порового пространстве породы. Из рис. 5 видно, что относительная проницаемость для керосина (К0к) быстро уменьшается при увеличении водонасыщенности породы. При величине водонасыщенности в 80% проницаемость по керосину равна нулю. Изменение относительной проницаемости для воды (Ко,) происходит в обратном направлении. При водонасыщенности менее 12% в породе движется только керосин,- а при водонасыщенности породы в 80% относительная проницаемость для воды увеличивается до 50% от абсолютной.










Рис. 5. Зависимость относительной фазовой проницаемости от насыщенности водой порового пространства.

3.3. Изменение пористости и проницаемости
Осадочная порода в процессе своей постседиментационной истории претерпевает значительные изменения в своей структуре и составе. Сформировавшийся осадок на стадии диагенеза превращается в породу. Основные процессы на этой стадии - окислительно-восстановительные реакции и физико-химические реакции выравнивания концентраций в поровых растворах. Окислительно-восстановительные реакции выражаются, главным образом, в окислении захороненного в осадке органического вещества, а реакции выравнивания концентраций в поровых водах приводят в образованию конкреций. Следующая стадия -катагенез - основная стадия преобразований осадочной породы. На этой стадии под действие возрастающих с глубиной залегания давлений и температур происходят в осадочной породе следующие изменения: уплотнение, растворение неустойчивых компонентов породы, минеральные новообразования и перекристаллизация. Следующей стадией преобразования осадочных пород может быть метагенез (в случае увеличения глубины залегания), в процессе которого порода начинает утрачивать свои седиментационные признаки и начинает превращаться в метаморфическую породу, или гипергенез (в случае поднятия породы в зону свободного водообмена), в процессе которого может произойти полная дезинтеграция и разрушение породы.
В осадочных породах изменения на стадии катагенеза величин коэффициентов пористости и проницаемости зависят от большого числа факторов. Универсальным является закономерное снижение пористости и проницаемости осадочных пород с глубиной. Однако, темпы снижения этих параметров у каждой литологической разности неодинаковы.
В отложениях, испытывающих стабильное погружение раньше всего (на меньших глубинах) уплотняются хемогенные породы, медленнее всего уплотняются глинистые и диатомовые или, другие типы осадков по интенсивности уплотнения занимают промежуточное положение.
В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза все межзерновое пространство заполнено водой - в глинистых осадках (илах) вода в единице объема осадка занимает до 70-80%, другими словами пористость составляет 70-80%. По мере увеличения глубины залегания этого осадка под воздействием веса вышележащих осадков из ила выжимается вода -происходит сближение глинистых частиц и соответственно уменьшение объема заполненного водой, т.е. уменьшается пористость осадка. И на глубине в первые сотни метров пористость (водонасыщенность) уменьшается до 30%.
Дальнейшее погружение уже на стадии катагенеза приводит к уменьшению пористости до 10% и менее на глубинах около 3000 м.
В целом, процесс уплотнения глинистых пород довольно резко замедляется с глубиной и аппроксимируется криволинейной зависимостью, которая на определенной глубине принимает асимптотический характер (рис. 6).





Рис. 6. Графики зависимости плотности глин от глубины их погружения. Кривые: 1 - по В.Энгельгардту (1964); 2 - по Б.К.Балавадзе (1957); 3 - по Дж.Уиллеру (1961); 4 - по L.F.Athy (1930); 5 - по Н.Б.Вассоевичу (1955); 6 - по Е.И.Стетюхе и др. (1961).




Известно, что емкостные свойства песчаников во многом определяются их первичными седиментационными признаками (вещественный и гранулометрический состав обломочной части, степенью сортированности, и т. д.). Эти первичные признаки определяют пористость осадка, которая, , теоретически колеблется в весьма широком пределе. Вместе с тем, установлено, что процесс уплотнения терригенных пород и соответственно уменьшения коэффициента пористости имеет универсальный характер для всех типов терригенных пород. Уменьшение пористости песчаников с глубиной залегания оценивается через градиент снижения открытой пористости (Кп). Так, Б.К. Прошляковым (1974 г.) было показано, что Кп песчано-алевритовых пород мезозоя Северного Предкавказья до глубины 3300 3500 м сокращается на 6-9% на 1000 м, на больших глубинах градиент снижения Кп составляет 3-5% на 1000 м. Аналогичные величины этого градиента установлены для многих других регионов мира (Северное море, Южный Мангышлак и др.). Такие же величины градиента установлены и для пермских и мезозойских песчаников Вилюйской синеклизы - в интервале глубин 1,5-3,5 км - 7-9%, на глубинах свыше 3,5 км -3-4% на 1000 м. Закономерное снижение уменьшения пористости песчаников также аппроксимируется криволинейной зависимостью, аналогичной кривой уплотнения глин; однако, эта кривая имеет более пологий характер на глубинах до 3-4 км (рис. 7).


Рис 7. Графики зависимости открытой пористости песчаников от глубины их залегания.
1 - мезозойские и пермские отложения Вилюйской синеклизы; мезозойские отложения: 2 - Прикаспийской впадины, 3 - Восточного Предкавказья, 4 - Южного Мангышлака; 5 - кайнозойские отложения Апшеронского п-ва.
В карбонатных породах формирование первичного порового пространства происходит на стадиях седиментации и диагенеза (поры унаследованные от скелетов организмов, контракционные трещины и пространства в пелитоморфной (размеры частиц меньше 0,001-0,005 мм) породе, пустотные пространства между обломками и фрагментами органических остатков и обломками карбонатных пород.
При формировании пустотного пространства в карбонатных породах главную роль играет не фактор гравитационного уплотнения с глубиной, а неоднородность структуры порового пространства, заложенная еще на стадии седиментогенеза. В целом направленность изменения пористости и проницаемости карбонатных пород имеет более сложный характер, по сравнению с терригенными породами.
Для терригенных пород отмеченное изменение коллекторских свойств пород обусловлено влиянием двух основных факторов -механического и стадиального, находящихся в причинно-следственной связи. Такие факторы, как строение разреза, вещественный состав пород, температурный режим, химизм среды будут сказываться на темпе уплотнения.
Помимо механического уплотнения пород-коллекторов под действием геостатической нагрузки вышезалегающих отложений, уменьшение пористости и проницаемости с глубиной обусловлено: заполнением порового пространства, трещин и каверн аутигенными минералами (монтмориллонит, гидрослюда, каолинит, хлорит, лептохлорит, глауконит, кальцит и др.);регенерацией кварца, полевых шпатов и плагиоклазов (регенерация обрастание и разрастание обломочных зерен); растворением обломочных зерен на контакте друг с другом с возникновением структур растворения (конформных, инкорпорационных, микростиллолитовых).
Можно выделить две стадии уплотнения терригенных пород: стадия механического уплотнения и стадия растворения. На первой -преобладают процессы формирования более плотной упаковки за счет механического перемещения зерен, из взаимного приспособления, за счет механической деформации; для этой стадии характерны градиенты снижения К„ на 7-9% на 1000 м. На второй стадии доминируют процессы растворения зерен на контактах зерен, формирование мозаичных структур, микростиллолитовых швов; градиенты снижено Кп – 3-4% на 1000 м.
Динамика изменения коллекторских свойств карбонатных пород значительно сложнее. Изначально первичное поровое пространство в карбонатных биогенных породах представляет собой сложную систему, структура которой обусловлена морфологией и расположением рифостроящих (биогермостроящих) организмов (кораллы, строматопоры, мшанки, губки, синезеленые водоросли); более простую структуру порового пространства имеют карбонатные породы, сложенные обломками и фрагментами раковин и биогенных пород.
Вместе с тем, на фоне закономерного ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пород с глубиной наблюдаются отклонения в сторону более высоких значений коэффициентов пористости и проницаемости, а также замедление темпов уплотнения пород.
Замедление темпов уплотнения пород обусловлено литологическими особенностями породы, химизмом флюидов, механическим влиянием флюидов.
Наиболее предрасположены к замедлению темпов снижения коллекторских свойств крупно- и среднезернистые песчаники с низким содержанием цемента. При погружении песчаников на большие глубины в результате возникновения структур растворения образуется жесткий каркас с определенными упругими свойствами, воспринимающий на себя большую часть геостатической нагрузки. Однородность размера зерен (хорошая отсортированность обломочного материала) обусловливает болыпую величину пористости, а в случае крупнозернистого песчаника и больший размер пор.
Наличие в известняках и доломитах изначально крупных межформенных и внутриформенных пор и каверн также способствует сохранению или замедленному снижению пористости и проницаемости.
По мнению некоторых исследователей замедлению темпов уплотнения песчаников способствует и большая толщина пласта. Для глинистых толщ это достаточно четко фиксируется по динамике процесса гидрослюдизации монтмориллонита (см. раздел 5.4).
Замедляют процесс снижения коллекторских свойств находящихся в поровом пространстве жидкие и газообразные УВ, которые препятствуют или подавляют процессы аутигенного минералообразования.
Механическое влияние флюидов на темпы снижения коллекторских свойств происходит в том случае, когда они находятся в поровом пространстве в условиях аномально высокого пластового давления (АВПД).
Вторичная пористость образуется в результате доломитизации известняков, выщелачивания отдельных минеральных компонентов породы, перекристаллизации обломочных и сформировавшихся ранее аутигенных минералов, трансформации слоистых силикатов.
Многие исследователи обратили внимание на то, что процессы формирования вторичной пористости приурочены к определенным глубинам залегания. Н.А.Минским (1975) в вертикальном разрезе кальцитсодержащих пород выделяется две основные зоны:
верхнюю А и нижнюю Б (рис. 8), граница между которыми проходит на глубине 1-1,5 км. Каждая зона подразделяется на несколько подзон.
В подзоне A1 кальций пород-коллекторов растворяется водами, насыщенными углекислым газом. Эта зона характеризуется увеличенными значениями пористости.
В подзоне А2 происходит уменьшение пористости, так как здесь происходит перекристаллизация кальцита.
Зона Б также подразделяется на ряд подзон: подзона Б21 характеризуется увеличением пористости и проницаемости, вызываемым растворением кальцита и трансформацией монтмориллонита в гидрослюду (в результате последнего процесса уменьшается объем занимаемый этим минералом). Подзона занимает интервал глубин 1-3,0 км.
В подзонах Б22 и Б23 происходит уменьшение пористости и проницаемости.
Подзона Б21 Н.А.Минским выделяется как зона оптимальных коллекторов (ОК).
Процессы формирования вторичной пористости активизируются в условиях трещинообразования. Образование трещин способствует интенсификации процессов массопереноса и массообмена.




Рис. 8. Схема изменения коллекторских свойств кальцитсодержащих пород с глубиной (по Н.А.Минскому, 1975).
а - пространство пор и трещин; 6 - кремнезем, силикаты; в - кальцит; г-максимальная пористость; д - максимальная проницаемость; Мпк - область наибольшего увеличения (аномалия) максимальных значений пористости с глубиной; г.у.к. - граница устойчивости кальцита; с. у. - ступенчатое уплотнение коллекторов; O.K. - область оптимальных свойств коллекторов.


По А.А. Ханину(1969) склонность осадочных пород к трещинообразованию уменьшается в ряду: доломитизированные известняки- чистые известняки-доломиты-аргиллиты-песчаники и алевролиты-ангидрито-доломитовые породы-ангидриты.
Как правило, зоны трещиноватости приурочены к плоскостям разрывных нарушений, которые окружены системой оперящих трещин. По этим трещинам циркулируют растворы, растворяющая способность которых по отношению к вмещающим породам определяется степенью их минерализации, составом и обогащенностью газовой фазой (С02, Н2 и др.).
Говоря о развитии вторичной пористости надо всегда иметь ввиду локальность распространения вторичных коллекторов в пространстве. Размеры зон вторичных коллекторов зависят от оптимального сочетания большого количества факторов (тектонический режим, литологический состав и строение разреза, примеров формирования вторичной пористости, в результате процессов упомянутых выше. Как правило, вторичные породы-коллекторы приурочены к породам залегающим (или залегавшим) на глубинах 3-3,5 км. Например, месторождение нефти и газа пермотриасовых отложений Мангышлака и плато Устюрт связаны с трещинными и порово-трещинными коллекторами. Залежи нефти в нефтекумской свите пермотриасового возраста на востоке Ставропольского края приурочены к зонам локального развития вторичных коллекторов. К сложным порово-кавернозно-трещинным породам-коллекторам приурочены залежи газа на Отраднинском месторождении в Нюйско-Джербинской впадине, на Бысахтахском месторождении в Березовской впадине на юго-западе Якутии. На Бысахтахском месторождении одна залежь газа приурочена к обширной зоне дробления сливных кварцевых песчаников венда.
Существенное влияние на фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов оказывает количество и минеральный состав цемента. Цемент осадочных пород - вещество, скрепляющее частицы осадочных пород (зерна, обломки пород, фрагменты скелетов организмов, оолиты и др.). В осадочных породах наиболее широко развиты глинистый и карбонатный цементы, реже сульфатный, цеолитовый, кремнистый, фосфатный и др. По объемному соотношению с цементируемым материалом выделяются следующие типы цемента: базальный, пойкилитовый, поровый, пленочный и контактовый. Первые три типа практически полностью заполняют поровое пространство.
Независимо от состава и типа цементации однозначно уменьшаются емкостно-фильтрационные свойства пород-коллекторов при увеличении содержания цемента. При прочих равных условиях (гранулометрический состав обломочной части, сортировка и др.) наиболее высокими коллекторскими свойствами обладают мономинеральные кварцевые песчаники с минимальным (до 3-5%) содержанием глинистого цемента. В качестве примера можно привести песчаники ботуобинского горизонта на юго-западе Якутии. При значениях содержания цемента более 15-20% наиболее резко снижает значения открытой пористости карбонатный цемент. В случае присутствия в породе глинистого цемента при прочих равных условиях открытая пористость выше в песчаниках с каолинитовым цементом и ниже в песчаниках с монтмориллонитовым и гидрослюдистым цементом. Это достаточно четко, например, прослеживается в песчаниках перми и нижнего триаса Вилюйской синеклизы.
3.4.Породы-коллекторы, породы-покрышки, природные резервуары
Породы обладающие, благодаря коллекторским свойствам (пористость, проницаемость), способностью аккумулировать и отдавать флюиды называются коллекторами.
По морфологии пустотного пространства выделяются поровые, кавернозные, трещинные и смешанные коллекторы.
Поровые (гранулярные) коллекторы характерны для терригенных и в меньшей степени для карбонатных пород. В поровых коллекторах размеры и форма пор определяется размерами обломочных зерен, степенью их окатанности, минеральным составом обломочных зерен, количеством и минеральным составом цемента. В карбонатных породах размеры и конфигурация пор определяется размером кристаллов кальцита и доломита, фрагментов раковин и скелетных остатков. Гранулярная пористость является сингенетичной, т. е. формируется одновременно с образованием осадка. Как было показано выше, в постседиментационной истории преобразования осадка происходит закономерное уменьшение величины гранулярной пористости, обусловленное влияние таких факторов, как давление, температура, вещественный состав породы и т. д.
Кавернозные коллекторы характерны для карбонатных пород. Кавернозная составляющая пустотного пространства породы всегда является вторичной, формирующейся за счет растворения (выщелачивания) и выноса минеральной массы, за счет метасоматического замещения кальцита доломитом. Каверны в отличие от пор распределяются в породе неравномерно.
Трещинные коллекторы образуются в плотных породах, практически лишенных гранулярной пористости. Это могут быть хемогенные породы с изначально отсутствующей гранулярной пористостью, а также породы лишившиеся гранулярной пористости в процессе постседиментационных преобразований.
Чисто кавернозные и чисто трещинные коллекторы распространены очень редко.
Наиболее распространены смешанные коллекторы - порово-трещинные, порово-кавернозные, кавернозно-порово-трещинные, кавернозно-трещинные и т.д. Во всех этих типах коллекторов меняется соотношение кавернозной и поровой емкостей, доля трещинная емкости всегда существенно меньше и определяет проницаемость породы.
Было предложено много классификаций пород-коллекторов, в которых учитывались литология и количественные значения пористости и проницаемости.
Для терригенных коллекторов наиболее удобна классификация А.А.Ханина, в которой коллекторы делятся на шесть классов (табл. 1).
Карбонатные породы-коллекторы классифицируются исследователями по различным признакам. Наиболее полной классификацией, учитывающей литогенетические особенности пород, имеющие важное значение для емкостно-фильтрационных свойств карбонатных пород, является классификация К.И.Багринцевой (1977). Эта классификация основана на разделении коллекторов по проницаемости с учетом генезиса пород, их структуры и текстуры.



Таблица 1
Классификация терригенных коллекторов
(А.А.Ханин, 1969)

Класс коллектора
Порода
Эффективна)! пористость, %
Проницаемость, по газу, мД
Характеристика
коллектора по
проницаемости и
ёмкости

1
2
3
4
5

I
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый
>16,5 >20 >23,5
>29
>1000 >1000 >1000
>1000
Очень высокая

II
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый
15-1й,5 18-20
500-1060
500-1000
Высокая

III
Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый
21,5-23,5
26,5-29 11-15
500-1000
500-1000 100-500
Высокая Средняя


Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый
14-18 16,8-21,5
20,5-26,5
100-500 100-500
100-500
-

rv
V

Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый

5,8-11
8-14
10-16,8
12-20,5 0,5-5,8
2-8 3,3-10
3,6-12

10-100 10-100 10-100
10-100 1-10 1-10 1-10
Пониженная Низкая

VI
Песчаник среднезернистый Песчаник мелкозернистый Алевролит крупнозернистый Алевролит мелкозернистый
<0,5 <2
<з,з
<3,6
<1
<1
<1
Весьма




Низкая














обычно не имеет
практического














Знач

ения








Породы, характеризующиеся низкой проницаемостью при перепадах давлений до первых сотен атмосфер и препятствующие фильтрации газа и нефти, называются покрышками.


Породы-покрышки бывают сложены глинами, глинистыми алевролитами, мергелями и галогенными породами.
Наилучшими экранирующими свойствами характеризуются пластичные породы, каковыми являются в первую очередь, каменные соли и глины. Строго говоря, все горные породы обладают в той или иной степени пластичностью, но каменные соли и глины характеризуются наибольшими скоростями пластических деформаций.
Однако, проявление пластичных свойств этих пород с увеличением глубины залегания разное. Глинистые толщи с увеличением глубины залегания утрачивают пластичные свойства вследствие выжимания из породы седиментационной воды с гидрослюдизации монтмориллонита, глинистого минерала способного набухать и придавать глинистой породе пластичность. С утратой пластичности глинистые породы превращаются в неразмокающие аргиллиты, становятся трещиноватыми и их изолирующие свойства снижаются. У каменных солей с увеличением глубины залегания напротив возрастает пластичность, а на глубине свыше 3 км преодолевается предел текучести и каменная соль приобретает свойство текучести.
По оценке И.В.Высоцкого около 70% всех покрышек образовано глинистыми толщами. В большинстве нефтегазоносных бассейнов мира залежи нефти и газа контролируются покрышками, сложенными глинистыми породами. В качестве примеров можно привести: верхнеюрско-валанжинскую и туронско-палеогеновую региональные покрышки в Западно-Сибирской нефтегазовой области; глинистые покрышки мелового - неогенового разреза Западного Предкавказья, глинистая толща олигоцена крупнейшей Сахаро-Ливийской нефтегазоносной провинции и др. В пределах Вилюйской синеклизы Республики Саха (Якутия) все открытые залежи газа и газоконденсата контролируются глинистыми покрышками.
Покрышки, сложенные галогенными породами, главным образом, каменной солью, контролируют многие крупнейшие месторождения нефти и газа: эвапоритовая толща среднемиоценового возраста (нижний фарс) в нефтегазоносной провинции Персидского залива, сульфатно-соленосная толща пермского возраста Центрально-Европейского нефтегазоносного бассейна, глинисто-соленосная толща Сахаро-Ливийской нефтегазоносной провинции. В пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы регионально распространены терригенно-сульфатно-карбонатные породы иктехской серии нижнего кембрия.

Природным резервуаром называется определенное соотношение в разрезе проницаемых (коллектор) и непроницаемых (покрышка) пород. По такому соотношению И.О.Брод предлагал выделять три основных типа природных резервуаров: пластовые резервуары, массивные резервуары, резервуары литологически ограниченные.
Пластовый резервуар представляет собой сочетание пласта-коллектора, ограниченного по кровле и подошве пласта непроницаемыми пластами (рис. 9). Этот тип природного резервуара встречается практически во всех нефтегазоносных бассейнах мира и не редко имеет региональное распространение в пределах нефтегазоносных областей и провинций. В качестве такого примера можно привести: нижнетриасовый, таганджинский резервуар в пределах восточной части Вилюйской синеклизы и центральной части Предверхоянского прогиба, в строении которого присутствуют мономская и неджелинская покрышки и таганджинская свита, сложенная преимущественно песчаниками; карбонатную толщу верхнеюрской формации араб, в которой выделяется несколько самостоятельных пластов трещиновато-кавернозных известняков, разделенных пластами ангидритов, глинистых сланцев и глин в Саудовской Аравии и Катаре. В частности, к этому резервуару приурочено второе в мире по запасам месторождение нефти Гавар




Рис. 9. Схема пластового резервуара. 1 - песчаник, 2 - глина.


(начальные запасы 10,1 млрд. т), а также месторождение Абкайк (начальные запасы 1,2 млрд. т). К этому типу резервуара приурочена подавляющая часть разведанных запасов нефти и газа в мире.
Массивный природный резервуар представляет собой сочетание толщи проницаемых пород (коллекторов) с толщей непроницаемых пород (покрышка) облекающей коллектор по кровле и с боков. Чаще всего резервуары такого типа приурочены к рифовым телам, эрозионным выступам (рис. 10).

Рис. 10. Схема массивных резервуаров (по Н.А.Еременко, 1968): а- однородного, б-неоднородного.
1 - песчаники, 2 - мергели, 3 - глины, 4 - доломиты, 5 - известняки, 6 -алевролиты, 7 - соленосные отложения.
Литологически ограниченный резервуар представляет собой чаще всего линзовидное тело породы-коллектора, ограниченное со всех сторон непроницаемыми породами. В качестве примеров можно привести залежи газа в линзах песчаников глинистой мономской свиты нижнего триаса Вилюйской синеклиэы, залежи нефти и газа в линзовидных телах баровых песчаников, известные во многих нефтегазоносных регионах мира (рис.
11)-

Рис. 11. Пример литологически ограниченного резервуара. Условные см. рис. 9.
Глава 4. Залежи нефти и газа
Осадочные породы, слагающие осадочный чехол, образуют самые различные трехмерные объемные формы. Природные резервуары, участвующие в строении этих объемных форм и характеризующиеся определенными емкостными и фильтрационными свойствами, и являются местом возможного накопления и сохранения углеводородов.
4.1. Ловушки и их классификация
Безусловно обязательным условием формирования скопления нефти и газа является наличие ловушки - части природного резервуара в которой возможно накопление и сохранение углеводородных флюидов.
Ловушками нефти и газа могут быть сводовые части антиклинальных структур, зоны литологического выклинивания и стратиграфических несогласий, участки резкого изменения фильтрационно-емкостных свойств пород и тектонически экранированные участки структур.
Академик И.М.Губкин предлагал различать ловушки структурного и литологического типов. Американский геолог-нефтяник А.Леворсен выделял три типа ловушек: структурные, стратиграфические и комбинированные. Н.А.Еременко ловушки подразделял на: складчатых дислокаций, разрывных дислокаций, стратиграфических несогласий, литологические и различные комбинации. Н.Б.Вассоевич предлагал различать замкнутые, полузамкнутые и незамкнутые ловушки. Под замкнутыми и полузамкнутыми Н.Б.Вассоевич подразумевал ловушки, образующиеся в результате выклинивания пород-коллекторов, а незамкнутыми - ловушки структурного типа.
Во всех перечисленных схемах находят отражение основные факторы, приводящие к формированию ловушек: структурный, литологический, стратиграфический.
В целом, все разнообразие ловушек можно подразделить на две группы: антиклинальные и неантиклинальные.
Антиклинальные ловушки приурочены антиклинальным изгибам слоев пород-коллекторов и пород покрышек (рис. 12). Контролируются чаще всего локальными положительными структурами третьего порядка (и более мелкими), реже структурами второго порядка (куполами и валами).
Неантиклинальные ловушки в свою очередь подразделяются на: литологические и стратиграфические ловушки.

Рис. 12. Объемная модель антиклинальной ловушки (по Г.А.Габриэлянцу, 1984). 1 - изогипсы кровли, в м; 2 - песчаники; 3 - глины.
Формирование ловушек литологического типа обусловлено: выклиниванием терригенных пород-коллекторов по восстанию пластов (рис. 13), ухудшением в силу разнообразных причин фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов как по латерали, так и по вертикали. К числу причин приводящих к резкому ухудшению фильтрационно-емкостных свойств пород-коллекторов можно отнести: ловушки представлены линзами песчаных пород внутри преимущественно глинистой толщи, ловушки приурочены к аллювиальным отложениям русел палеорек, ловушки приурочены к рифовым телам и погребенным формам палеорельефа.

Рис. 13. Модель ловушки, образований в результате выклинивания песчаников вверх по восстанию (по Г.А.Габриэлянцу, 1984):
а - блок-диаграмма, б - структурная карта.
1 - песчаники, 2 - глины, 3 - изогипсы кровли пласта в м; 4- линия выклинивания песчаников.
Последние В.В. Семеновичем выделяются в отдельный палеогеоморфологический тип ловушек неантиклинальной группы.
Ловушки стратиграфического типа образуются при несогласном перекрытии головных частей и пластов пород-коллекторов непроницаемыми толщами (рис. 14).

Рис. 14. Модель ловушки, образованной в результате стратиграфически несогласного перекрытия пластов песчаников непроницаемыми породами (по Г.А.Габриэлянцу, 1984):
1 - песчаники; 2 - глины; 3 - поверхность стратиграфического несогласия; 4 -изогипсы кровли покрышки, в м .

Кроме того, ловушки могут формироваться в результате напора встречного потока пластовых вод, оказывающих противодавление на мигрирующие нефть или газ (гидродинамическая ловушка). Выделяются также самозапечатывающиеся ловушки, где роль экрана в голове пласта породы-коллектора играют закированные породы (породы насыщенные битумом - продуктом субаэрального выветривания нефтей насыщавших этот пласт).
В природе все же чаще встречаются ловушки, образовавшиеся в результате действия нескольких факторов. Например, большое количество залежей в пермских и нижнетриасовых отложениях Хапчагайского мегавала (Вилюйская синеклиза) приурочено к ловушкам структурно-литологического типа (рис. 15). Весьма разнообразен спектр ловушек в верхнедокембрийских - нижнепалеозойских отложениях Непско-Ботуобинской антеклизы (рис. 16).


Рис 15. Профильный разрез Соболох-Неджелинского месторождения по продуктивным горизонтам нижней юры, нижнего триаса и верхней перми.
Свиты: Tind - неджелинская, Titg - таганджннская, Timn - мономская, T2+3U -тулурская, J|ks -кызыпсырская, Jisn - сунтарская.

Рис. 16. Примеры ловушек нефти и газа.
1,2 - коллекторы: 1 - нефтегазонасьпценные, 2 - водонасыщенные; 3 -литологические замещения коллекторов непроницаемыми отложениями; 4 - покрышки; 5 - породы кристаллического фундамента; 6 - стратиграфические несогласия; 7 -разрывные нарушения (Непско-Ботуобинская антеклиза..., 1986).
Наиболее часто встречаются ловушки, представляющие собой комбинации разнообразных антиклинальных ловушек с дизъюнктивными нарушениями (рис. 17).

Рис. 17. Схема ловушки , образовавшейся в результате экранирования тектоническим нарушением (по Г.А.Габриэлянцу, 1984).
1 - песчаник, 2 - глина, 3 - тектоническое нарушение, 4 - нефть.
Не каждая ловушка содержит скопление УВ; по этому признаку ловушки подразделяются на продуктивные и пустые.
4.2. Основные понятия о залежах и их параметрах
Под залежью нефти или газа понимается единичное скопление нефти или газа.
Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Деление залежей на промышленные и непромышленные определяется сочетанием технологических и экономических факторов. Совершенствование технологии разработки залежей, приводящее к увеличению доли извлекаемых из недр нефти и газа, расположение залежи в районе, где развита нефтегазодобывающая инфраструктура, при равных геологических условиях залегания, снижают нижнюю планку размеров промышленной залежи.
Форма и размер залежи в основном определяются формой и размерами ловушки. Главным параметром залежи являются ее запасы. Различают геологические и извлекаемые запасы. Под геологическими запасами нефти и газа понимают количество нефти и газа, находящееся в залежи и приведенное к атмосферным условиям. Извлекаемыми запасами является количество нефти и газа, приведенное к атмосферным условиям, которое извлекается из залежи в процессе ее разработки.
Отношение извлеченных запасов нефти или газа к геологическим называется коэффициентом извлечения. Коэффициент извлечения нефти колеблется в очень широких пределах и зависит от большого количества геологических, физико-химических и технологических факторов. Как правило, он редко превышает 0.5 (в долях единицы). В мировой практике известны случаи более высоких коэффициентов извлечения нефти: на месторождении Восточный Техас (США) коэффициент извлечения - 0.8, на Туймазинском месторождении (Волго-Уральская провинция) - около 0.6. Коэффициент извлечения газа колеблется в пределах 0.6-0.8, редко выше.
Остановимся на элементах залежи и ее параметрах. На рис. 18 приведена принципиальная схема сводовой пластовой залежи. Поверхность разделяющая нефть и воду или газ и воду называется подошвой залежи или поверхностью газонефтяного (водонефтяного, газоводянного) раздела (контакта) - ГНК. ВНК и ГВК (соответственно). Линия пересечения поверхности раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности (газоносности). Линия пересечения поверхности раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности). Если поверхность раздела горизонтальна то контуры в плане параллельны изогипсам кровли пласта. В случае наклонного положения поверхности раздела контур будет пересекать изогипсы структурной карты, смещаясь в сторону наклона поверхности раздела.
Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой. Наличие газовой шапки под нефтью является свидетельством

Рис. 18. Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко, 1968)
1 - подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); 2 - внешний контур нефтеносности; 3 - внутренний контур нефтеносности (контур водоносности); 4
поверхность газонефтяного раздела; 5 - внешний контур газоносности (контур газовой шапки); 6 - внутренний контур газоносности; 7 - длина залежи; 8 - ширина залежи; 9 -высота залежи; 10 - высота газовой шапки; 11 - общая высота газонефтяной залежи; 12
газовая часть залежи; 13 - газонефтяная часть залежи; 14 - нефтяная часть залежи; 15 -водонефтяная часть залежи.
того, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре.
Длина, ширина и площадь залежи определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности). Высотой залежи (высотой нефтяной части или высотой газовой шапки) называется расстояние по вертикали от подошвы до ее наивысшей точки.
В газонефтяной залежи можно выделить газовую часть (рис. 18). Газовая часть располагается внутри внутреннего контура газоносности. Между внешним и внутренним контурами газоносности располагается газонефтяная часть залежи. Нефтяная часть (рис. 18) залежи располагается между внутренним контуром нефтеносности и внешним контуром газоносности. Водонефтяная часть залежи (рис. 18) располагается между внешним и внутренним контурами нефтеносности. В ее пределах под нефтью залегает вода. Вода, залегающая под нефтью или газом, называется подошвенной. Вода, залегающая за внешним контуром нефтегазоносности называется законтурной.
4.3. Давление и температура в залежах нефти и газа
Давление и температура являются наиболее важными характеристиками залежей нефти и газа, во многом определяющими условия разработки месторождений. Изменение одного из этих параметров неизбежно приводит к изменению другого. Изменения этих параметров сказывается на параметрах залежей (изменение объемов флюидов, находящихся в залежи, изменение соотношения газовой и жидкой фаз в залежи).
Флюиды, содержащиеся в породах-коллекторах, находятся под определенным давлением (силой, с которой флюид давит на стенки пор в коллекторе), которое называется пластовым давлением.
Механизм формирования пластового давления сложен и определяется в самом общем виде сочетанием двух факторов - геостатического и гидростатического.
Осадочные породы в естественном залегании находятся в сложнонапряженном состоянии, определяемом весом вышележащих пород геостатическое давление), интенсивностью и длительностью тектонических движений (боковое давление) и механическими свойствами самих пород.
Величина геостатического давления определяется мощностью и плотностью пород в точке измерения:
Pгео.=(Нх2,3)/10=0.23H,
где Н - мощность пород в точке измерения, в м., - 2.3 - средняя плотность осадочных пород.
Гидростатическое давление создается весом воды, заключенной в пласте-коллекторе или системе пластов-коллекторов. При сообщении пласта с дневной поверхностью величина пластового давления определяется весом столба воды от точки измерения до дневной поверхности. Такое давление принято называть гидростатическим:
Ргид. = (Н
·)/10,
где Н- высота водяного столба, в м. ;
· - плотность воды.
Независимо от причин, определяющих пластовое давление, его величина на глубинах до 2.0 - 2.5 км чаще всего может быть определена высотой столба жидкости с учётом ее удельного веса. При вскрытии пласта в скважине высота столба жидкости уравновешивает пластовое давление в пласте. В резервуарах, имеющих сообщение с земной поверхностью, пластовое давление в статических условиях (без движения вод хотя этот допуск условен в геологическом масштабе времени) определяется уровнем зеркала воды в резервуаре в области его связи с земной поверхностью (имеется ввиду непосредственный выход пласта на поверхность, связь через зоны разломов или карстовые системы).
Если в пласте по тем или иным причинам происходят изменения пластового давления, то они неизбежно отразятся на положении свободного зеркала воды данного резервуара. В любой скважине, вскрывшей этот пласт, уровень столба жидкости окажется на одном уровне. Поверхность, проведенная через эти отметки, называется пьезометрической. При упрощенном расчете ожидаемого давления в пласте удельный вес воды принимается за единицу. В этом случае давление определяется по формуле Р = Н/10.
Водоносные системы в земной коре имеющие связь с поверхностью, напор в которых создается за счет инфильтрации атмосферных и поверхностных вод в породы-коллекторы и за счет образуемой этими водами гидростатической нагрузки, называются инфильтрационными водонапорными системами (по А.А.Карцеву).
В таких системах наблюдаются разные соотношения между расчетным (Р=Н/10) и наблюдаемым условным гидростатическим давлениями. На рис.19 показан водоносный пласт, вскрытый тремя скважинами. В скв. № 1 наблюдаемое и расчетное давления совпадают (H1=H11), в скв. № 2 расчетное давление (Р=Н21 / 10) меньше наблюдаемого (Р=Н/10), поскольку Н2>Н21 , в скв. № 3 расчетное давление (Р=Н31/10) заметно выше, наблюдаемого (Р=Н3/10), поскольку Н31>Н3.
Во-первых, эти вариации обусловлены рельефом местности, а во-вторых, тем, что пьезометрические поверхности чаще всего располагаются под углом к горизонтальной поверхности.
При этом угол наклона пьезометрической поверхности прямо пропорционально определяется через приведенные давления, рассчитываемые от условно выбранной поверхности. На рис. 19 приведенные давления равны:

Рис. 19. Схема распределения гидростатических давлений и пьезометрической поверхности.
P11=P1+h1/10; P12=P2+h2/10; P13=P3+h3/l0.

Величина приведенного давления в любом участке пласта определяется высотой пьезометрической поверхности над поверхностью приведения. Жидкость в резервуаре будет двигаться в сторону наклона пьезометрической поверхности, т. е. движение флюида в пласте-резервуаре всегда направлено в сторону меньших приведенных давлений.
В ловушках заполненных водой давление изменяется пропорционально глубине измерения.
В ловушках содержащих газ, нефть и воду возникает избыточное давление над гидростатическим, которое пропорционально высоте залежи газа или нефти. На рис. 20 показана пластовая сводовая залежь газа. В т. А гидростатическое в случае заполнения водой Р = (Нув - h4ув) /10 = h1ув/10, в случае заполнения ловушки газом Р= (H
·в - [h2
·г + h
·в]) / 10.
Определим разницу давлений:

·Р = [H
·в - (h2
·г + hЗ
·в)[/10 - Н
·в – h4
·в =
·в(h4- h3) - h2
·г/10 ;
так как h4 - h3 = h2 то
·Р = h2 (
·в -
·г)/10

где h2 - высота газовой залежи.
Гипсометрическая поверхность

Гповерхность сравнения
Рис. 20 Расчет избыточного давления в газовой залежи.
Аналогичный расчет можно сделать и для нефтяной залежи:

·Р = h (
·в -
·н)10
где h - высота точки над разделом нефть - вода, (
·в -
·н) - разница удельных весов воды и нефти в залежи.
По Р.Г.Семашеву в инфильтрационных системах количество поступающей в единицу времени Qпост. не равно количеству жидкости, удаляющейся из системы в единицу времени Qyд; другими словами, для инфильтрационных систем должно соблюдаться соотношение Qnocт
· Qyд. В случае Qпост >Qyд в водонапорной системе появляется избыточное количество жидкости, которое приведет к приращению давления. Водонапорные системы, в которых пластовое давление выше гидростатического, называются элизионными (рис. 20). В элизионных системах это избыточное (по отношению к гидростатическому) давление возникает за счет выжимания вод из уплотняющихся, главным образом, глинистых пород в породы-коллекторы, с одной стороны, и полузамкнутым или замкнутым характером водоносной системы по отношению к поверхности, с другой.
В элизионных системах часто возникают условия, при которых пластовое давление значительно превышает гидростатическое. Такое давление называется аномально высоким пластовым давлением (АВПД). По мнению разных исследователей к АВПД относятся давления, превышающие гидростатическое более чем на 10-30 % (рис. 21). В числе основных факторов приводящих к возникновению АВПД исследователи называют - гравитационное уплотнение осадочных пород, приток высоконапорных флюидов в гидродинамически замкнутые резервуары, возникновение различных локальных геологических причин. К числу последних можно отнести, например, процесс перехода гипса в процессе дегидратации в ангидрит, повышение в силу каких-то причин температуры в пределах "запечатанной" залежи, "сохранение" давления в залежи, испытавшей подъем к земной поверхности и т.д.

Рис. 21. Основные закономерности изменения пластовых давлений с глубиной. I - гидростатическое давление; II - геостатическое давление; заштрихована зона развитая АВПД.
В некоторых нефтегазоносных бассейнах наблюдаются пластовые давления ниже гидростатического - аномально низкие пластовые давления (АНПД). Чаще всего АНПД фиксируется в нефтегазоносных бассейнах, где развиты толщи многолетнемерзлых пород. По Н.В. Черскому толща многолетнемерзлых пород изолирует водоносные горизонты как от источников питания, так и от областей разгрузки, что и является основной причиной возникновения АНПД. Формирование криолитозоны сопровождается понижением температуры, что несомненно также сказывается на возникновении АНПД. Так, во всех глубоких скважинах пробуренных в пределах Вилюйской синеклизы, в мезозойском разрезе выше региональной сунтарской глинистой покрышки нижнеюрского возраста, фиксируется АНПД. АНПД фиксируется и на большей части территории Непско-Ботуобинской антеклизы.
Температура является важнейшим параметром, определяющим состояние флюида (газ, жидкость) в пласте. Повышение или понижение температуры неизбежно сказывается на фазовом соотношении флюидов, находящихся в пласте. Температура является важнейшим фактором в процессе литификации осадочных пород, в процессе генерации углеводородов.
По современным представлениям тепловая энергия Земли имеет, главным образом, глубинное происхождение и связана с радиоактивным распадом изотопов урана, тория, калия и с гравитационными процессами в мантии. По оценке Н.Л.Добрецова на континентах вклады радиогенного тепла коры и мантии примерно равны, а на океанических плитах (вне активных зон) заметно преобладает вклад мантии. Кроме того, ряд исследователей считают, что существенную роль в общем тепловом балансе Земли играет солнечная радиация, которые рассматривают осадочную толщу аккумулятором солнечной энергии.
Основными характеристиками теплового поля Земли являются тепловой поток и геотермический градиент.
Тепловой поток (ТП) определяется как произведение вертикального геотермического градиента в приповерхностной зоне литосферы и теплопроводности, слагающих ее пород. В значительной степени величина ТП определяется рельефом дневной поверхности и кристаллического фундамента, характером вертикальных движений литосферы, движением подземных вод, ландшафтно-климатическими условиями.
Многими исследователями отмечается, что ТП на древних платформах отличаются стабильностью (40-45' мВт/м2). В самом общем виде ТП зависит от возраста складчатости и складчатого основания. Минимальные значения ТП устанавливаются в пределах кристаллических щитов (например, 20-30 мВт/м2 на Анабарском щите), максимальные (70-74 мВт/м2 - в кайнозойских подвижных поясах. С уменьшением возраста складчатости (возраста складчатого основания и платформы) увеличивается неоднородность теплового поля. Во многом это определяется теплофизическими свойствами пород - теплопроводностью (Вт/м-град) и теплоемкостью (Дж/кгград) пород.
Теплопроводность - свойство горной породы передавать тепло от более нагретых элементов породы (разреза) к менее нагретому элементу. Основные виды передачи тепла в горных породах - кондуктивная (лучистая) - за счет передачи тепла через минеральный скелет породы и конвективная - за счет движения флюидов в породах .
Экспериментально показано, что в самом общем виде теплопроводность горных пород зависит от пористости и плотности пород. Чем ниже пористость и выше плотность пород, тем выше теплопроводность пород. Среди литологических типов пород теплопроводность возрастает в ряду глины - песчаники - карбонатные породы - каменная соль. Теплофизические свойства пород существенно влияют на геотермический градиент.
Геотермический градиент (ГГ) понимается как прирост температуры в °С на 100 м. Среднее мировое значение ГТ 3.3°С/100 м., а пределы колебания от 0.5-1 до 20 °С/100 м. В нефтегазоносных бассейнах преобладают значения ГГ - 1.8-3°С.
Геотермический градиент отражает скорость нарастания температуры с глубиной. ГГ зависит от теплофизических свойств пород. Это отчетливо видно на рис. 22. Наличие в разрезе мощных толщ, сложенных глинистыми породами, характеризующимися низкой теплопроводностью, будет сопровождаться уменьшением величины ГГ, Напротив, наличие в разрезе каменной соли, обладающей высокой теплопроводностью, приведет к увеличению величины ГГ. Массивы каменных солей в разрезе называют "холодильниками", а наличие в разрезе мощной глинистой толщи приводит к увеличению пластовых температур, поскольку глинистые породы затрудняют свободную конвекцию тепла и являются как бы "изоляторами" тепла.
Изменение температуры в недрах оказывает существенное влияние на флюиды, находящиеся в породах-коллекторах. Как уже отмечалось, повышение температуры сопровождается повышением пластового давления. Повышение температуры вызывает снижение вязкости нефти и повышение вязкости газа. С изменением температуры изменяется соотношение газообразной и жидкой фаз. Например, количество газа, которое может раствориться в нефти (газовый фактор), может достигать при высоких температурах и давлениях 1100 м3 в одном кубическом метре нефти. При высоких температурах в пласте могут происходить процессы парообразования и конденсации, протекающие в обратном направлении обычному фазовому превращению (жидкость - пар), т.е. выпадение жидкости из газового раствора (ретроградное растворение') и ее испарение при повышении давления (ретроградное испарение). Среди природных
Теплопроводность горных пород колеблется в широких пределах - от 0.04 до 11 Вт/м-град





Рис. 22. Геотермическая характеристика разреза скв. 166 Туймазинского района (по Еременко, 1968).


растворов способностью к ретроградным превращениям обладают газоконденсаты. Зависит от пластовой температуры и количество газа растворенное в пластовой воде. В целом растворимость углеводородных газов в воде несколько ниже, чем в нефти. С повышением температуры растворимость газовых компонентов сначала падает, достигая минимума при 60 -100°С, а затем быстро увеличивается.












ГЛАВА 5. ПРОИСХОЖДЕНИЕ НЕФТИ И ПРИРОДНОГО ГАЗА
Многочисленные гипотезы происхождения нефти, высказанные с начала VII века до настоящего времени, несмотря на большое разнообразие подразделяются на две группы- органического и неорганического происхождения.
6.1. Неорганические (абиогенные) гипотезы происхождения нефти и газа
Одним из первых идею неорганического происхождения нефти в середине XIX века выдвинул французский химик Бертело, который высказал предположение о том, что нефть образовывается в недрах Земли из минеральных веществ.
Д.И.Менделеев изложил свою гипотезу неорганического происхождения нефти. Образование УВ в недрах Земли, по его мнению, происходит в результате взаимодействия карбидов металлов с водой. Например, с карбидом железа: 2Fe + 3H20 = Fe203 + С2Н6.
В 1892 г. В.Д.Соколовым была высказана гипотеза космического происхождения нефти. По его мнению, в составе первичного газопылевого облака, из которого образовалась Земля, находились УВ. По мере формирования Земли УВ оказались в мантии. По мере остывания мантии УВ выделяются из нее и мигрируют в литосферу.
В XX веке идея неорганического синтеза УВ наиболее активно развивалась в Советском Союзе (Н.А.Кудрявцев, В.Е.Перфильев) и США (Мак-Дерлот). Н.А.Кудряцев в 1954 г. выдвинул гипотезу образования УВ в мантии. По его предположению из углерода и водорода, имеющихся в магме, образуются углеводородные радикалы СН, СН2, СНз, которые как и водород выделяются из магмы при снижении температуры и давления.
Пока нет ни теоретических, ни экспериментальных данных, которые могли бы показать возможность неорганического синтеза не метана или отдельных простейших УВ, а сложной и закономерной по составу системы УВ, азотистых, сернистых, кислородных и металлоорганических соединений, весьма сходных по комплексу признаков с биоорганическим веществом. Все основные доводы в пользу неорганической гипотезы происхождения нефти являются косвенными и допускают двойственное объяснение, как с позиции неорганического, так и органического генезиса нефти.
В качестве основных аргументов в пользу неорганического происхождения нефти сторонники этого направления приводят следующее:
присутствие в спектре космических тел соединений углерода с водородом;
наличие в атмосфере планет Солнечной системы метана;
возможный синтез УВ неорганическим путем;
присутствие горючих газов в вулканических газах;
обязательное насыщение нефтью всего разреза в нефтегазоносном районе ("закономерность Кудрявцева") от самого верхнего продуктивного горизонта вниз до пород фундамента включительно;
наличие нефти в изверженных породах и породах кристаллического фундамента;
региональная приуроченность скоплений нефти и газа к зонам глубинных разломов.
5.2. Гипотезы органического происхождения нефти и газа
Органическое происхождение нефти и природного газа в настоящее время признается большинством специалистов нефтяной геологии. Это положение обуславливается большим количеством геологических, геохимических и химических доводов.
К числу основных геологических доводов можно отнести:
абсолютное большинство известных скоплений нефти и газа (99.9%) приурочено к осадочным образованиям от протерозоя до четвертичных;
неравномерность скоплений нефти и газа в литосфере; приуроченность абсолютного большинства скоплений к определенным тектоническим элементам земной коры.
В числе геохимических доводов можно привести:
- нефть и природные горючие газы через различные переходные формы имеют тесную взаимосвязь с другими горючими ископаемыми (каменные угли, горючие сланцы), органическое происхождение которых не вызывает сомнений;
- наличие в рассеянном органическом веществе (РОВ) углеводородных компонентов сходных с углеводородными соединениями различных фракций нефтей.
Многочисленны химические доводы в пользу органического происхождения нефти: установление особенностей состава и молекулярной структуры УВ, азотистых, кислородных, сернистых и металлоорганических соединений нефти свидетельство об их генетическом родстве с аналогичными молекулярными структурами живого вещества.
Одним из таких свойств общих для живого вещества и нефти, является оптическая активность, определяемая наличием зеркальных стереоизомеров, вращающих плоскость поляризации света. Оптическая ассимметрия органических молекул служит убедительным основанием для вывода о наличии живого вещества или продуктов его посмертного разложения. С этих позиций оптически активная нефть может быть только Продуктом биосферы, а ни в коем случае не результатом неорганического синтеза.
Другим свойством нефти, свидетельствующим о ее происхождении от живого вещества, является присутствие в нефти многочисленных "молекулярных ископаемых", или молекулярных структур, унаследованных от биоорганического вещества.
Первыми открытыми в нефти хемофоссилиями явились порфирины. Важными биогенными метками нефтей являются свойственные живому веществу изопреноидные УВ, особенно фитан и пристан, возникновение которых связывают с фитолом - структурным элементом молекулы хлорофилла. Пристан известен непосредственно в теле некоторых животных. По мере все более глубокого изучения нефти количество открываемых таких структур непрерывно возрастает. В настоящее время считается, что концентрация их в нефти может достигать 30-40% от ее массы.
Основоположником представлений об органической природе нефти и газа можно считать великого русского ученого М.В.Ломоносова. В своем труде "0 слоях земных" он высказал предположение об образовании нефти из углистого вещества под воздействием подземного тепла.
В середине прошлого века в США американские исследователи придерживались также мнения об образовании нефти путем длительной "перегонки" осадочных пород, обогащенных ОВ.
В начале XX века большинство исследователей склоняется к мысли о связи нефти с сапропелевым органическим веществом.
Академиком И.М.Губкиным была выдвинута стройная схема длительного процесса нефтегазообразования - от накопления осадков до связи формирования месторождений с тектоническими движениями земной коры.
В 40-50-е годы XX столетия теория органического происхождения нефти рассматривала процесс образования нефти как, главным образом, отжатие из глин битуминозных компонентов РОВ, образовавшимися в процессе погружения пород.
В эти годы сторонники теории органического происхождения нефти отказались от представлений о валовом превращении ОВ в нефть, о необходимости значительных концентраций ОВ.
В эти же годы детальными литолого-битуминологическими исследованиями начинается интенсивное изучение углеводородной части РОВ.
Определенную долю РОВ составляют битумоиды. Битумоиды - это органические вещества, растворяющиеся в органических растворителях (хлороформ, спиртобензол и др.). Битумоиды, выделяемые из РОВ хлороформом, называются хлороформенными битумоидами (ХБ). ХБ, наиболее обогащенная углеводородами часть ОВ, является одним из наиболее основных параметров нефтематеринских пород. Отношение величины содержания ХБ к содержанию Сорг в РОВ обозначается коэффициентом b (% вес.). В составе ХБ различают масляную и смолисто-асфальтовую части. Обязательным компонентом масляной фракции являются углеводороды.
Были установлены количественные и качественные изменения ХБ в процессе литогенеза. Так, выяснилось, что количество ХБ достигает максимума в РОВ, степень преобразованности которого соответствует длиннопламенной и газовой стадиям карбонизации ОВ гумусовых углей.
Были введены понятия, отражающие процессы перемещения углеводородных компонентов в осадочных породах. Сингенетичный бигумоид (СБ) - углеводородная фракция РОВ, незатронутая процессами эмиграции. Паравтохтонный битумоид - подвижная часть СБ, претерпевшая незначительное перемещение в пределах материнской породы. Этот процесс можно назвать протомиграцией. Остаточный битумоид (ОС) - СБ лишенный наиболее подвижной своей части в результате миграции. Эпигенетичный битумоид (ЭБ) - наиболее легкая масляная часть, отделившаяся от СБ и переместившаяся из материнского пласта. По своему элементному составу ЭБ очень близок к нефти (этот битумоид можно назвать микронефтью). Понятие "микронефть" было введено Н.Б.Вассоевичем в 1952 г.
В 60-70-е годы установлены фундаментальные положения, позволившие построить стройную теорию органического происхождения нефти. Методом материального баланса в отношениях атомов С, Н, О, N и S в элементном составе ХБ была показана возможность миграции углеводородной части РОВ в осадочных породах. (С.Г.Неручев, А.Э.Конторович, Е.А.Рогозина и др.). Появился механизм оценки нефтематеринского потенциала пород. В эти же годы А.А.Трофимуком и А.Э.Конторовичем был показан механизм эмиграции УВ из глинистых пород, отрицавшийся сторонниками неорганического происхождения нефти и не имевший весомой аргументации у сторонников органического происхождения нефти. Методом материального баланса соотношения С, Н и гетероатомов была показана реальность процесса эмиграции углеводородных соединений, генерируемых в РОВ. При этом было указано на затрудненность эмиграции из центральных частей глинистых нефтематеринских толщ.
В эти же годы экспериментальными работами была доказана возможность эмиграции УВ из глинистых материнских пород вместе с отжимаемыми из глин и глинистых пород седиментационными водами, вместе со сжатыми газами и в виде однофазной газонефтяной системы.
В 70-80-х годах были окончательно сформулированы основные положения вертикальной зональности генерации жидких и газообразных УВ в процессе катагенетического преобразования осадочных пород. Эта зональность увязана со шкалой карбонизации гумусовых углей. Решающий вклад в формирование этих представлений сделали советские геологи и геохимики: В.А.Соколов, Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович, А.А.Трофимук, И.В.Высоцкий, СГ.Неручев, В.А.Успенский и многие другие. Фундаментальными положениями явились введенные в понятия "главная фаза (зона-) нефтеобразования" (Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович) в 1967 г. (в зарубежной литературе "oil window"). Н.Б.Вассоевич (1967 г.) всю сумму накопленных представлений о генетической связи РОВ, захороненного в осадочных толщах, с нефтью, подчеркивающую органическую связь нефтеобразования с литогенезом, предложил именовать осадочно-миграционной теорией нефтеобразования.
5.3. Осадочно-миграционная теория нефтегазообразования
Накопленные геолого-геохимические данные позволяют в общих чертах представить в соответствии с осадочно-миграционной теорией модель нефтегазообразования в терригенных породах.
Исходным материалом для всей сложной гаммы углеводородных соединений, входящих в состав нефти и природного газа, является органическое вещество (ОВ), находящееся в литосфере в рассеянной (РОВ) и концентрированной (КОВ) форме.
РОВ присутствует в природе в виде мелких включений (детрит) и тончайших частиц. По условиям образования РОВ может быть автохтонным, т. е. образовавшимся за счет той среды, в которой формировался осадок, и аллохтонным, поступившим в осадок из другой среды. Выделяются два основных генетических типа РОВ - сапропелевый и гумусовый. Сапропелевое РОВ представляют собой продукт преобразования, главным образом, бентоса (водоросли, травы и организмы, населяющие дно водоема и природный слой) и планктона (растительные и животные организмы, проживающие в водной среде). Гумусовое РОВ представляют собой продукт преобразования целлюлозно-лигниного материала наземной растительности. В осадочных породах, как правило, РОВ представляют собой смесь сапропелевого и гумусового ОВ, соотношение долей которого меняется в зависимости от литофациального облика пород и возраста отложений. В докембрийских и нижнепалеозойских отложениях присутствуют ОВ только сапропелевого типа. Наземная растительность появилась в девоне. С верхнедевонскими отложениями связаны наиболее древние промышленные скопления каменного угля.
В осадочных породах содержание РОВ, как правило, не превышает 1-2%. Широко распространены концентрации менее 0.1 %. Наиболее бедны РОВ красноцветные и карбонатные породы. В отдельных случаях концентрация РОВ превышает 20 % (такие породы относятся к горючим сланцам).
Принято оценивать содержание РОВ в осадочных породах по содержанию в них Сорг. Среднее содержание Сорг. в глинистых породах -1-1.1 %, в алеврито-песчаных - 0.3-0.4%, в мергелях - 0.4%, в карбонатах -0.2%.
Литолого-битуминологическими исследованиями установлено, что количество и состав ХБ зависят от типа исходного ОВ и фациального генезиса осадков. Было установлено, что при прочих равных условиях сапропелевая органика более богата ХБ, чем гумусовая.
Представим последовательность процессов, из которых складывается сущность осадочно-миграционной теории нефтегазообразования.
Любая осадочная порода на стадии седиментации (формирования осадка) содержит то или иное количество ОВ. От литофациального облика пород зависит количество и тип ОВ, захороненного в осадке, степень его аэробной преобразованности. Естественно, например, предположить, что условия захоронения липидных компонентов ОВ, являющихся основным источником жидких УВ, в застойных водоемах значительно благоприятнее, чем в русловых фациях или в условиях литорали.
В сформировавшемся осадке на стадии диагенеза в результате микробиальной деятельности из ОВ выделяются газообразные продукты (С02, СН»). На этой стадии происходит упрощение структуры ряда соединений, входящих в состав липоидной составляющей ОВ. На этой стадии происходит интенсивное отжатие седиментационных вод, насыщающих осадок. Происходит сокращение объема порового пространства глинистых пород с 60 до 25 %, происходит уплотнение осадка, увеличение его плотности.
Следующая стадия преобразования осадка - катагенез, подразделяется на прото -(ПК), мезо -(MK1-.5) и апокатагенез (АКм).
Протокатагенез, соответствующий буроугольной стадии карбонизации гумусовых углей, характеризуется началом процессов новообразования и преобразования УВ путем слабого термолиза и (или) термокатализа (по Н.Б.Вассоевичу). Эти процессы обусловливаются повышением температуры и давления в осадочной породе, испытывающей погружение. К завершению этой стадии катагенеза (соответствует буроугольной стадии карбонизации углей) в РОВ увеличивается содержание ХБ, т. е. возрастает битумоидный коэффициент (ХБ/Сорг).
Стадию мезокатагенеза (МК) принято подразделять на 5 этапов, соответствующих пяти маркам каменных углей – MK1 (Д-длиннопламенные), МК2 (Г-газовые), МК3 (Ж-жирные), МК4 (К-коксовые) и МК5 (ОС-отощенно-спекающиеся).
Со стадией мезокатагенеза связаны основные события, составляющие процесс нефтеобразования.
На этапах МК) и МК2 наиболее интенсивно в результате термокатолиза и мягкого термолиза (по Н.Б.Вассоевичу) происходит новообразование жидких и газообразных УВ. С этими этапами связана главная фаза нефтеобразования (ГФН), или главная зона нефтеобразования (по А.Э.Конторовичу).
Исследованиями отечественных и зарубежных геологов (Н.Б.Вассоевич, А.Э.Конторович, С.Г.Неручев, А.А.Трофимук, Ю.И.Корчагина, А.М.Акрамходжаев, Б.Тиссо, Р.Пеле, Д.Вельте и др.) определены основные геолого-геохимические параметры ГФН (ГЗН) (термин ГФН характеризует термобарические условия нефтеобразования, а термин ГЗН определяет положение этих условий в трехмерном пространстве): положение в вертикальном ряду донецкой шкалы углефикации на уровне Д-Г (в отдельных случаях до Ж), температурный диапазон 60-150 °С, кристаллохимические преобразования глинистых минералов (в первую очередь, гидрослюдизация монтмориллонита), возрастание в РОВ коэффициента р, количества УВ, повышение содержания С в элементном составе нерастворимой части ОВ и т.д.
На рис. 23 и 24 приведены изменения коэффициента битуминозное™ и элементного состава ХБ РОВ сапропелито-гумитового и гумито-сапропелитового типов пермских, верхнеюрских и меловых отложений Вилюйской синеклизы. Из сопоставления этих графиков видно, что при наличии общей тенденции в изменении рассматриваемых параметров с увеличением глубины залегания, в то же время присутствуют существенные различия. В РОВ гумито-сапропелитового типа изменения в составе РОВ фиксируются уже с конца стадии ПК и начала MKi (1500-1800 м), тогда как в РОВ сапропелито-гумитового типа увеличение коэффициента, а фиксируется на глубинах 2200-2500 м. Для гумито-сапропелитов характерны более высокие значения коэффициентов р.
С нарастанием степени катагенетической преобразованности РОВ фиксируется снижение коэффициента битуминозности (Р). Для РОВ сапропелито-гумитов это наблюдается на глубинах свыше 4000 м (рис. 23 ), а для гумито-сапропелитов - на глубинах около 2500 м (рис. 24).
Такая динамика изменения ряда параметров РОВ рассматривается большинством исследователей как доказательство эмиграции наиболее мигрантноспособной углеводородной части РОВ из материнских пород в породы-коллекторы. Этот процесс называется первичной миграцией (см. раздел 5.4).
Подобная динамика изменения количественных показателей ХБ, свидетельствующих о процессах новообразования УВ и их эмиграции из материнских пластов, установлена во многих нефтегазоносных бассейнах мира (рис. 25). Из сравнения этих графиков видна однонаправленность процесса. Различие же в глубинах залегания пород, в которых происходят адекватные процессы, определяются влиянием большого количества факторов. К числу этих факторов относятся: температура,давление,






Рис. 23. Изменение степени битумииозности и элементного состава ХБ РОВ сапропелито-гумитового типа в пермских -мезозойских отложениях Вилюйской синеклизы в зоне катагенеза.
1 - пермские, 2 - меловые, 3 - верхнеюрские.








Рис. 24. Изменение степени битумииозности и элементного состава ХБ РОВ гумито-сапропелитового типа в пермских -мезозойских отложениях Вилюйской синеклизы в зоне катагенеза.
Усл. обозначения см. рис. 23.

Рис. 25. Зависимость битумоидного коэффициента в глинах и аргиллитах от максимальной глубины погружения в морских терригенных формациях (сапропелевое органическое вещество), по А.Э.Конторовичу (1976).
А - тоарские сапропелевые глины Западно-Европейской платформы (Парижский бассейн); Б - волжско-берриаские сапропелевые глины Западно-Сибирской плиты; В -меловые отложения Западно-Сибирской плиты; Г - майкопские отложения Скифской плиты (Западное Предкавказье); Д - палеогеновые отложения Ферганской впадины. 1 -линии минимальных и максимальных значений; 2 - линии медианных значений.

геологическое время (длительность), литологический состав отложений, тип органического вещества, особенности геологического развития, гидродинамические и гидрохимические условия, геотермический режим.
Продолжающееся погружение материнской породы на большие глубины сопровождается повышением пластовых температур. Породы попадают в геотермические условия главной фазы газообразования (ГФГ) - температура от 150 до 200-250°С. Пространственно, это диапазон глубин от 3.5-5 км до 6-9 км, выделяемый в главную зону газообразования (ГЗГ). В шкале углефикации эта фаза приурочена к этапам МК: от NQQ до АК. Этот этап преобразования РОВ характеризуется интенсивной генерацией газообразных УВ (главным образом, метана). В этой зоне происходит глубокая термохимическая деструкция нерастворимой части РОВ.
Экспериментальными данными в ГФГ фиксируется преобладанием в газовой фазе метана. Количество метана в закрытых породах (в расчете на РОВ) возрастает в несколько раз. Генерация УВ - газов синхронно сопровождается почти полной эмиграцией их в породы-коллекторы. В пластовых водах пород-коллекторов В ГНЗ наблюдается максимальная концентрация водорастворенного метана с приближением упругости его паров к давлению насыщения, т. е. к условиям выделения газа в свободную фазу.
Следует заметить, что процесс генерации газообразных УВ более универсален, чем процесс генерации жидких УВ. Образование газов происходит на всех этапах постседиментационной истории преобразования осадка. На этапе протокатагенеза образуется СО2 и СН4. В метагенезе в балансе образующихся газов преобладают гомологи метана, образующиеся одновременно и с жидкими УВ.
При довольно четко определяемых термобарических параметрах фаз генерации жидких и газообразных УВ, в осадочных бассейнах мира наблюдаются существенные различия в глубинном положении зон генерации УВ (рис. 26).

Рнс. 26. Глубинная зональность катагенеза РОВ в отложениях некоторых нефтегазоносных регионов мира, по данным Г.М.Парпаровой и С.Г.Неручева.
1 - Поволжье (Волго-Уральская провинция); П- Припятская впадина; III- Днепрово-Донецкая впадина; IV -Вилюйская синеклиза; V - Предкавказье; VI - склон Скифской плиты на границе с Терско-Каспийским прогибом; VII - Мангьшшак; VIII - центральная часть Западно-Сибирской плиты; IX - Восточная Камчатка; X - Аляска; XI -Калифорния; XII - Азербайджан; ХШ - Прикаспийская впадина.
Стадии катагенеза: 1 - ПК; 2 - МК,; 3 - МК2; 4 - МК3; 5 - МК,.
Г.М.Парпаровой и С.Г.Неручевым (1981) показано, что наиболее растянутая глубинная зональность (нижняя граница ПК до 3.1 км, МК) - до 4.2 км, МКг - 5 км и глубже) наблюдается в кайнозойских осадочных бассейнах, в синеклизах и впадинах, как молодых, так и древних платформ со значительной толщиной осадочного чехла (8-20 км), в районах проявления соляного тектогенеза. Сжатая глубинная зональность (ПК - до 1.5 км, МК( - до 2 км, МК2 - до 2.4-2.7 км) наблюдается на древних и эпипалеозойских платформах и в районах палеозойской и мезозойский складчатости.
Приведенные данные ' однозначно свидетельствуют об однонаправленности процессов протекающих в осадочно-породных бассейнах (ОПБ). Различия же в глубинах залегания осадков и пород, в которых происходят адекватные процессы, определяются влиянием большого количества факторов. К числу этих факторов относятся: температура (геотермический режим), давление, геологическое время (длительность того или иного процесса), литологический состав отложений, тип органического вещества, его количество, особенности геологического развития, гидродинамические и гидрохимические условия.
Между всеми этими факторами существуют причинно-следственные связи. Все эти причинно-следственные связи существуют в пределах единой системы - в осадочно-породном бассейне (ОПБ).
"Осадочно-породный бассейн" является по Н.В. Лопатину (1983) открытой динамической неравновесной самоорганизующееся системой. Эволюцию ОПБ можно рассматривать как последовательную смену различных условий организации этой системы. В любой системе может быть выделено множество подсистем, которые, в свою очередь, могут рассматриваться как системы.
В системе ОПБ можно выделить три подсистемы - минеральную, водную и углеводородную. Для каждой из этих подсистем характерна определенная совокупность процессов, происходящих в конкретных термобарических условиях. Так, например, в определенном объеме пород ОПБ могут происходить одновременно процессы: литификации осадочных пород, выражающиеся в изменении физических свойств пород, в структурно-вещественных преобразованиях этих пород; термокаталитического преобразования ОВ, приводящего к изменению в нем соотношения углеводородных и неуглеводородных компонентов; фазовые превращения углеводородных флюидов и процессы миграции воды и УВ.
Структура ОПБ полихронна во времени и пространстве. Другими словами, структура ОПБ может быть неодинаковой в трехмерном пространстве (по трем осям координат) вследствие разных глубин залегания пород - в разных частях ОПБ может наблюдаться неодинаковое количественное соотношение трех подсистем (в верхних частях разреза на долю водной подсистемы может приходиться 25 % и более объема этой части системы, а в нижних - менее 10 %; в соответствии с вертикальной зональностью генерации УВ в различных частях ОПБ будут разные объемные соотношения между водной и углеводородной подсистемами, а также различные соотношения газообразных и жидких УВ в углеводородной подсистеме.
Структура процессов, протекающих в системе ОПБ, является синхронной и диахронной. Синхронность их заключается в параллельном течении процессов (литификация пород, катагенез ОВ и генерация УВ, эмиграция УВ и т. д.), а диахронность - в разновременности состояний тгапов, стадий одного процесса в разных участках ОПБ.
Из осадочно-миграционной теории происхождения нефти вытекает, а практика геологоразведочных работ подтверждает, как отмечал Н.Б.Вассоевич (1967 г), что все более или менее крупные области устойчивого опускания земной коры, выполненные как субаквальными отложениями, так и образованиями континентального генезиса достаточной толщины (не менее 1,5-2 км) являются зонами генерации УВ. И оценка перспектив нефтегазонасыщенности тех или иных территорий в настоящее время базируется на положениях этой теории.
Заключая раздел, рассматривающий генезис УВ, следует, однако, заметить, что признание генетической связи нефти и газа с фоссилизированным в осадочных породах ОВ, отнюдь не исключает абиогенное происхождение некоторых углеводородных соединений, главным образом, метана. И говоря, в принципе, о дуалистической природе УВ, несомненно то, что доля абиогенных УВ ничтожно мала по сравнению с количеством УВ, явно органического происхождения.
5.4. Понятие о первичной миграции
Под первичной миграцией понимается совокупность процессов приводящая к перемещению генерируемых в нефтегазоматеринской толще жидких (микронефть) и газообразных УВ в породу-коллектор. Как отмечалось в предыдущем разделе (5.3) в зонах генерации жидких (ГЗН) и газообразных (ГЗГ) УВ в элементном составе битумоидов фиксируются изменения содержания С, Н, N, О, S, что является свидетельством реальности происходящих в определенных термобарических условиях процессов эмиграции УВ.из материнской породы.
Кратко рассмотрим механизм первичной миграции. По мере увеличения глубины залегания пород, в последних под действием веса вышележащих пород (геостатическое давление) происходит уменьшение объема порового пространства. В глинистых породах на глубинах 2-3 км коэффициент открытой пористости снижается до 5-10%. Процесс уменьшения пористости глинистых пород функционально связан с процессом отжатия из глин седиментационных (поровых) вод. Генерированные в ГЗН УВ, как жидкие, так и газообразные, частично растворяются в поровой воде и отжимаются вместе с этой водой в расположенные выше и ниже по разрезу глинистой толщи песчаные породы- коллекторы, в которых поровые давления значительно ниже и близки к условному гидростатическому. Значительное количество УВ из материнских пород мигрирует в свободной фазе. По расчетам И.В.Высоцкого, в ГЗН жидкие УВ из материнских пород эмигрируют в свободной фазе, меньшая их часть - в виде ретроградного раствора и лишь очень немного в водорастворенном состоянии.
Как уже отмечалось в разделе 5.2, А.А.Трофимуком и А.Э.Конторовичем была предложена количественная модель эмиграции УВ из пласта глин. Эта модель получила название хроматографической. В основе этой модели лежат изменения элементного, компонентного и углеводородного состава ХБ. Согласно этой модели ХБ РОВ из кровельной и подошвенной частей глинистого пласта характеризуются меньшими значениями Р.более низким содержанием С и Н, более высоким содержанием гетероэлементов (рис. 27).







Рис. 27. Профильный разрез отложений верхнего лейаса. Средневилюйсжая площадь, скв. 19 (А.Э.Конторович, 1976).


С позиций хроматографического процесса такое распределение А.Э.Конторовичем объясняется тем, что промытость кровельной и подошвенной частей пласта подвижной фазой больше, чем промытость центральных частей пласта, т. е. через единицу площади кровельной и подошвенной частей пласта пройдет большее количество, обладающих растворяющей способностью, водных, жидких углеводородных и газообразных растворов.
К числу наиболее вероятных механизмов первичной миграции УВ из глинистых толщ относятся эвакуация углеводородных компонентов в водорастворенном состоянии, в истинных и коллоидных растворах, в сжатых природных газах.
Правомерность предположения о возможности первичной миграции УВ в растворенном состоянии вытекает из никем не оспариваемого явления отжимания седиментационных вод из глинистых пород в процессе их гравитационного уплотнения и их экспериментальных данных по растворимости углеводородных соединений в воде. Так, жспериментально показано увеличение растворимости углеводородных соединений в воде с возрастанием температуры (Двали, 1967; Жузе и др., 1971 и др.). Получила экспериментальное подтверждение возможность эмиграции жидких УВ в виде тонкодисперсных эмульсий (Сергеевич, Сафронова, 1979): в пластовых условиях может происходить самопроизвольное образование микроэмульсий с последующим растворением в воде.
Вместе с тем, разобщенность с пространстве процесса отжимания основного объема поровых вод их глин, завершающегося, чаще всего, на глубинах до 1000 м, и ГНФ (глубины, как правило, больше 2000 м) как будто бы свидетельствовала о незначительной роли этого механизма в процессе эвакуации УВ из глинистых пород.
Рассматриваемому механизму первичной миграции способствует процесс гидрослюдизации монтмориллонита (Конторович, 1976 и др.). На непосредственную связь процессов первичной миграции и гидрослюдизации монтмориллонита указывает, установленный Г.В.Лебедевой, Г.А.Лебедевым (1974) и В.Ю.Ивенсеном и Г.В.Ивенсен (1975), факт отставания процесса гидрослюдизации в центральных частях мощных глинистых толщ (рис. 28).



Рис. 28. Содержание монтмориллонита и гидрослюды в породах нижнего триаса в разрезе по р. Бегиджан (Предверхоянский прогиб) (Ивенсен В.Ю., Ивенсен Г.В., 1975). 1 - песчаники, 2 - алевролиты, 3 - аргиллиты, 4 - гидрослюда, 5 - монтмориллонит.

Сопоставление этих данных с установленным фактом сохранения монтмориллонитов на глубинах 5-6 км и более в мезозойских и кайнозойских отложениях позволяет сделать предположение о существовании условий миграции УВ в водорастворенном состоянии из глинистых толщ в значительном интервале глубин. Этот вывод хорошо согласуется с данными К.Магары (Magara, 1980). Сопоставив характер уплотнения глинистых пород и изменение содержания в них УВ для третичных отложений Канадского арктического архипелага, дельты р.Нигера и Японии, К.Магара выделил зону эффективного вытеснения жидкости (zone of effective fluid exphulsion) из материнских пород, в которой выводится из глин от 30 до 70 % общего количества генерированных УВ. Зона эффективного вытеснения жидкости из глин для рассмотренных районов располагается в интервале глубин 1500-4100 м. Мак-Доуэлл (McDowell; 1975) на примере бассейна Лос-Анджелес и Пермского бассейна США, Персидского залива и Западно-Сибирской плиты пришел к выводу о том, что до 50% генерированных УВ могут эмигрировать из материнских пород с отжимаемыми седиментационными водами.
Значительная часть газообразных УВ эмигрирует из глин в свободном состоянии. А.Э.Конторович, сопоставив количество генерируемых углеводородных газов и отжимаемых из глин седиментационных вод, пришел к выводу о том, что чем богаче породы органическим веществом, тем большую роль при прочих равных условиях играет первичная миграция в свободном состоянии (Конторович, 1967). И.В.Высоцкий (1979) считает, что основной формой первичной миграции газообразных УВ является струйное перемещение в коллектор. Движение свободного газаа возможно в виде газо- или гидроразрыва, а также в виде пузырьков, проталкивающихся в коллектор вместе с выжимаемой водой.
Предположение о первичной миграции жидких УВ в газовой фазе базируется на способности сжатых газов растворять в себе жидкие и твердые УВ. Опытным путем (Жузе, Сафронова, 1967; Белецкая, 1967 и др.) доказана возможность извлечения битумоидов из осадочных пород и их переноса через породы сжатыми газами.
В геологической литературе приводятся описания возможных механизмов первичной миграции под действием тех или иных энергетических полей. Так, В.В.Коцеруба и СП.Мушенко (1967) расчетным путем показали возможность выдавливания капелек нефти под миянием гравитационных сил. А.А.Геодекян с соавторами (1984) предложили механизм первичной миграции УВ, в основе которого лежит эффект изотермической перегонки путем диффузии.
Заключая этот обзор, можно сказать следующее - вряд ли правильно выделять какой-то механизм первичной миграции в качестве основного. Правильнее говорить о преобладании того или иного механизма на определенных этапах истории преобразования материнской породы. Время действия каждого из них, их эффективность определяется сложным сочетанием большого количества физико-химических и геологических факторов. По И.В и В.И.Высоцким (1986), в процессе погружения материнской толщи в условиях нормального уплотнения имеет место смена механизмов эмиграции УВ. Так, к примеру, согласно расчетам Л').Конторовича (1967, 1972), газовый фактор отжимаемых вод из тинистых пород с гумусовым ОВ возрастает от буроугольной к плиннопламенной стадии и резко падает на газовой. Следовательно, с возрастанием стадии катагенетической преобразованности ОВ падает роль эмиграции УВ в водорастворенном состоянии, но одновременно с I уменьшением газонасыщенности воды возрастает растворимость в ней ' жидких УВ, т. е. на газовой стадии могут возникнуть условия для эмиграции жидких УВ в виде истинного раствора. На этом же этапе эмиграция жидких УВ может протекать в виде коллоидных растворов. При дальнейшем погружении породы попадают в термобарические условия ГФГ - здесь возможно растворение жидких УВ в газовой фазе. Здесь следует обратить внимание на одно обстоятельство, практически не отмечаемое в схемах эмиграции УВ из материнских пород. Эмиграция УВ из материнских глинистых пород в коллектор представляется как перемещение УВ в субвертикальной плоскости. Вместе с тем, анизотропность физических свойств глинистых пород, особенно на ранних стадиях катагенеза, на наш взгляд, обуславливает существенные масштабы перемещения УВ по латерали в пределах глинистых пластов. Подобным образом могло произойти образование макроскоплений в пределах материнского пласта. Последующее погружение пласта приводило к сокращению объема порового пространства породы, ухудшению физических свойств, возрастанию порового давления на отдельных участках пласта до аномально высоких величин и проявлению естественных гидроразрывов (Сафронов, 1970). Посредством естественных гидроразрывов могло происходить перемещение УВ в пределах материнского пласта как по вертикали, так и по горизонтали. Роль естественного гидроразрыва в процессе перемещения УВ в пределах материнского пласта возрастает с увеличением степени преобразованности пород материнской толщи.


ГЛАВА 6. МИГРАЦИЯ НЕФТИ И ГАЗА,
ФОРМИРОВАНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА
Под миграцией нефти и газа понимается любые перемещения в пределах литосферы. Различают два вида миграции - первичную (раздел 5.4), протекающую в нефтегазоматеринских породах, и вторичную, протекающую в проницаемых породах и приводящую как к формированию залежей нефти и газа, так и к их разрушению.

6.1. Вторичная миграция нефти и газа
Основными факторами вторичной миграции являются Гравитационный и гидравлический факторы.
Под гравитационным фактором вторичной миграции нефти и газа Понимают действие силы тяжести. Под действием силы тяжести капли нефти и газа, попадающие в насыщенную водой породу-коллектор, будут сплывать в кровельную часть пласта. Под действием сил всплывания (" архимедова сила") газ займет более высокое положение в пласте по сравнению с нефтью, в силу разностей их плотностей. Перемещению капель нефти или газа под действием силы всплывания препятствует капиллярное давление, существующее в заполненном водой пустотном пространстве породы. Перемещение капель нефти или газа возможно только в случае когда сила всплывания (давление прорыва, по В.П.Савченко) превысит величину капиллярного давления. Величина капиллярного давления зависит от размеров пор, межпоровых каналов, трещин, от степени гидрофильности породы, от сил возникающих на Поверхностях разделов нефть - вода, газ - вода и нефть - газ.
Под гидравлическим фактором вторичной миграции нефти и газа понимают действие градиентов давления, существующих в Гидродинамических системах. В случае существования в гидродинамической системе (инфильтрационной, элизионной, см. раздел 4.3) разных приведенных давлений, в системе возникают условия для движения воды. В своем движении вода увлекает вместе с собой мельчайшие капли нефти и газа. В этом же направлении могут передвигаться в кровельной части проницаемого пласта струи нефти и газа в свободной фазе. В этом случае перемещению капель нефти и газа также будут препятствовать капиллярные явления.
Выделяются три основные формы миграции. УВ перемещаются в пределах коллектора - вместе с водой в водорастворенном состоянии, в истинных и коллоидных растворах (пассивные формы миграции); - в свободном состоянии; - в виде ретроградных растворов.
Исходя из соотношения объема газов, находящихся в водорастворенном состоянии и в свободном (промышленные запасы газа составляют по оценке Л.М.Зорькина (1975), менее 10% от растворенных в воде), можно предположить, что наиболее универсальным механизмом вторичной миграции газообразных УВ является миграция газа в водорастворенном состоянии. В настоящее время нет единого взгляда на механизм формирования газовых скоплений.
Одни исследователи (В.П.Савченко, А.Л.Козлов и др.) считают, что скопления газа формируются в результате струйной миграции газа; другие (Н.М.Кругликов, В.Н.Корценштейн, А.Е.Гуревич и др.) придерживаются мнения о преобладающей роли в формировании месторождений газа, мигрирующего в водорастворенном состоянии.
Строго говоря, даже в случае формирования скопления газа за счет водорастворенных УВ необходимо допускать перемещение свободного газа. Другими словами, в схеме: углеводородные газы, растворенные в воде - скопление углеводородных газов всегда должно быть промежуточное звено - миграция газа в свободном состоянии. Т. е выделившийся, в силу тех или иных причин, в свободную фазу газ должен до ловушки мигрировать в свободном состоянии (за исключением того случая, когда газ выделяется из воды непосредственно в ловушке).
Жидкие УВ могут мигрировать с движущейся водой в виде истинных и коллоидных растворов.
Экспериментально установлена растворимость жидких УВ в воде, которая возрастает с увеличением температуры и давления.
По данным Л.Прайса (Price, 1976), при температуре 150°С содержание нефти в пластовой воде может достигать 130 г/л.
Огромный объем газов находящихся в водорастворенном состоянии обуславливает и возможность нахождения в литосфере газов в свободном состоянии.
Причин вызывающих выделение водорастворенного газа в свободное состояние, много. Основными из них, по Е.А.Гуревичу и др. (1972), являются: восходящее движение подземных вод, подъем водоносных толщ, содержащих газонасыщенные воды, снижение регионального базиса разгрузки подземных вод, движение потока газонасыщенных вод через температурную зону, при которой растворимость углеводородных газов минимальна (для метана 70-90°С), смешение газонасыщенных вод различной минерализации. Выделяющиеся пузырьки газа всплывают в кровельную часть пласта-коллектора и создают критическую > газонасыщенность, при которой начинается фильтрация газа. Другими словами, выделяющийся в свободное состояние водорастворенный газ как бы "подготавливает пути" для струйной миграции, которая по В.П.Савченко (1968), начинается при достижении газонасыщенности в 10-15%.
СП.Максимов с соавторами (1977) считали, что высокая газонасыщенность проницаемых пластов способствует и латеральной миграции нефти в жидкой фазе.
Л.Леворсен (1970) отмечал, что движение нефти и газа должно сопровождаться увеличением размеров их скоплений в результате захвата по пути движения рассеянных в воде нефтяных и газовых капель, что приведет к увеличению плавучести этих скоплений.
При совместной миграции нефти и газа в силу различия плотностей неизбежно происходит дифференциация - газ заполняет наиболее высокие гипсометрически участки ловушек. При наличии на одном структурном элементе (моноклинали, гомоклинали, склоне крупного поднятия) цепи ловушек дифференциация нефти и газа проявляется наиболее отчетливо. Этот принцип дифференциального улавливания УВ был высказан в 50-е годы советским ученым С.П.Максимовым и канадцем В.Гассоу ("принцип Максимова-Гассоу"). На рис. 29 показана принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа по С.П.Максимову. В случае 1 приведена схема для ситуации, когда пластовые давления в залежах нефти ниже давления насыщения газа. В ситуации II приведена схема для ситуации, когда давление насыщения газа будет меньше пластового давления. Для первого случая, если наиболее погруженные антиклинальные складки или купола полностью заполнены газом, то нефть они улавливать не будут. Нефть будет мигрировать дальше вверх по восстанию пласта. Если свободный газ весь будет израсходован на заполнение двух наиболее погруженных ловушек, то в следующей, более высокоозалегающей, скопится нефть или нефть с газовой шапкой. В следующей по восстанию ловушке скопится нефть. Для второго случая , самые погруженные ловушки будут заполнены нефтью с растворенным в ней газом. При миграции нефти в гипсометрически более ловушки, где пластовое давление может оказаться ниже давления насыщения, газ начнет выделяться из нефти и образовывать газовые шапки или чисто газовые залежи. В этом случае самые высокие ловушки могут оказаться снова чисто нефтяными.

Рис. 29. Принципиальная схема дифференциального улавливания нефти и газа в Последовательной цепи ловушек (по С.П.Максимову).
1 - нефть, 2 - газ.
1 –Р пл< Рнас ; II –Р пл > Р нас.
Распределение залежей нефти и газа в соответствии с принципом дифференциального улавливания установлено во многих нефтегазоносных регионах мира. На рис. 30 приведено распределение залежей нефти и газа в альбских отложениях Ейско-Березанского района Краснодарского края.
Существуют самые разные суждения о масштабах (расстояниях) латеральной миграции. Так, Б.С Коротков и В.Ф.Симоненко (1977) считают, что формирование залежей нефти и газа может протекать без существенной латеральной миграции. К.Б.Аширов с соавторами (1977) ограничивают масштабы латеральной миграции первыми десятками


Рис. 30. Распределение залежей нефти и газа в альбских отложениях в Ейско-Березанском районе Краснодарского края (Еременко, 1968).
1 - газоконденсатные месторождения; 2 - газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой; 3 - предполагаемые газонефтяные месторождения; 4 -предполагаемые пути миграции углеводородов; 5 - стратоизогипсы по кровле саятонских известняков.
километров. Для Западной Сибири, по мнению И.И.Нестерова, характерно формирование залежей УВ за счет "ближней" миграции, расстояние которой не превышает длины склонов поднятий. А.Л.Козлов (1977) отмечал, что масштабы латеральной миграции определяются размерами бассейна и конкретными геологическими условиями, а дальность миграции может колебаться от немногих километров до 200-300 км и даже 500 км. С.П.Максимов и др. (1977) предлагали выделять три типа латеральной миграции УВ: местная и локальная (расстояние до 5-20 км), региональная (от 30 до 100 км) и дальняя, охватывающая несколько зон нефтегазоскопления (многие сотни км). Эти же авторы пишут, что дальность миграции УВ зависит от ряда факторов - структурного, литолого-фациального, гидродинамического, физико-химического и историко-геологического.
Говоря о дальности латеральной миграции, по видимому, необходимо иметь ввиду следующее. Вряд ли можно говорить о широком фронте мигрирующих латерально вверх по восстанию пластов углеводородов. Латеральная дальняя миграция может осуществляться только в случае движения УВ в ограниченном объеме пород, слагающих различной протяженности "каналы". Такие "каналы" могут быть приурочены, в
первую очередь, к гребням (по К.Н.Кравченко) и к осевым частям антиклинальных зон, осложняющих моноклиналь (по В.П.Савченко).
В подобном случае латеральная миграция УВ в свободном состоянии может осуществляться на значительные расстояния. Движение по такому каналу представляет собой непрерывно-прерывистый процесс. Непрерывность процесса обусловлена непрерывностью генерации УВ в зоне генерации и их концентрацией за счет всплывания в кровельной части пласта-коллектора. Дискретность процесса обусловлена ограниченным во времени сохранением соотношения: архимедова сила > капиллярного барьера. В таком случае дальнюю миграцию УВ в свободной фазе следует представлять не как движение непрерывной струи, а как дискретное перемещение "капель" по "каналу". Толщина "капель" (определяющая архимедову силу), при которой последняя приходит в движение, будет определяться конкретными физико-геологическими условиями. Создающаяся в "канале" при движении "капель" остаточная нефте- и газонасыщенность будут способствовать снижению величины капиллярного давления.
В качестве примеров формирования скоплений нефти в результате дальней латеральной миграции можно привести месторождение тяжелых нефтей Атабаски во впадине Альберта (рис. 31). Песчаники формации Клируотер, вмещающие месторождение, находятся в зоне развития буроугольной стадии метаморфизма углей. А материнские породы девона и нижнего мела находятся на расстоянии около ISO км западнее. Предполагается, что эти месторождения могли образоваться в течение длительной миграции УВ (в течение всего палеогена и неогена) на восток по поверхности несогласия в основании меловых отложений. В качестве другого примера можно привести Верхнечемедикенское нефтидопроявление в нижнеюрских песчаниках, залегающих трансгрессивно на кембрийских отложениях на юго-восточном склоне Анабарской антеклизы, которое образовалось в результате дальней латеральной миграции нефти из Вилюйской синеклизы. О генетической принадлежности этих нефтей к верхнепалеозойским отложениям можно судить изотопному составу углерода нефтей, полученных из пермских и нижнетриасовых продуктивных горизонтов на Средневилюйском и Толон-Мастахском месторождениях (рис. 32).
Важное значение в процессе вторичной миграции и аккумуляции УВ играет и вертикальная миграция. В первую очередь, это обязательное участие вертикальной компоненты в латеральной миграции, выражающееся в вертикальных перетоках флюидов по "гидрогеологическим окнам", зонам разрывных нарушений. Другими словами, латеральная миграция в большинстве случаев является ступенчатой, в которой сочетаются движение по пласту и перетоки из одного пласта в другой. Вертикальная компонента латеральной миграции,

Рис. 31. Месторождения тяжелых нефтей Атабаска (Альберта, Канада).

Рис. 32. Изотопный состав нефтей месторождений Вилюйской синеклизы и окисленной нефти Верхнечемедикенского месторождения.
1 - положение ГЗН, месторождения : 2 - газовые и газоконденсатные, 3 -окисленной нефти, 4 - содержание изотопа С13 в углероде нефтей.
отличающаяся прежде всего большей скоростью движения за счет более высокого градиента давлений, сопровождается значительными превращениями мигрирующих флюидов (здесь не имеется ввиду вертикальный переток через покрышку).
И.В.Высоцкий (1982), рассматривая процессы первичной и вторичной миграции с историко-генетических позиций, выделяет три стадии, различные по формам миграции:
1) водоэкстракционная (эллиозная), в течении которой эмиграция и миграция жидких УВ происходит в водорастворенном состоянии. Нижняя граница этой зоны определяется по пористости глин - при пористости глин - при пористости 5% и ниже вода из глин не отжимается. На этой стадии образование крупных скоплений УВ не происходит;
2) после элизионная (безводная) характеризуется замедлением процесса эмиграции УВ из материнских отложений. На этой стадии процессы генерации превалируют над процессом эмиграции - происходит накопление УВ в материнской толще. (Добавим, что эта стадия достаточно четко фиксируется, например, по изменению битумоидного коэффициента в глинах и аргиллитах с максимальной глубиной погружения - коэффициент нарастает с глубиной, достигая максимума в интервале глубин 2-4 км, а затем снижается; это было показано Н.Б.Вассоевичем, Ю-И.Корчагиной и др. для Западного Предкавказья, А.Э.Конторовичем для Западной Сибири, А.М.Акрамходжаевым для Ферганской впадины и
др-);
3) газоэкстракционная, в которую эмиграция жидких УВ происходит в газорастворенном состоянии, а миграция в свободном состоянии.
Время и место проявления этих стадий, по мнению И.В.Высоцкого, определяется соотношением в разрезе толщин глинистых нефтематеринских свит и емкостей пород-коллекторов.
Суммируя вышеизложенное, можно констатировать, что в эволюционирующем ОПБ по мере снижения емкостных свойств пород, увеличения температуры и давления происходит смена пассивных форм миграции УВ (водорастворенное состояние, коллоидные растворы) активными формами. Доли массопереноса тем или иным механизмом определяется многими факторами, ведущими из которых являются тип и количество ОВ, состав и строение разреза, скорость осадконакопления.
6.2. Образование залежей нефти и газа
Существуют самые разнообразные представления о времени формирования залежей нефти и газа. Если суммировать все эти взгляды об образовании залежей нефти и газа, то можно констатировать, что они могут образоваться практически на любом этапе развития осадочного бассейна - от диагенетической стадии преобразования осадка и захороненного в нем ОВ до завершающей фазы складчатости, а также на любом отрезке постскладчатой истории осадочно-породного бассейна. Другими словами, после поступления УВ в породу-коллектор в условиях оптимального сочетания геологических и физико-химических факторов могут возникнуть условия для аккумуляции нефти или газа. Как уже отмечалось выше, на фоне превалирующего процесса, - процесса рассеивания УВ, существование залежи нефти или газа рассматривается как состояние динамического равновесия. Нарушение этого равновесия (например, в результате расформирования ловушки, утраты покрышкой изолирующих свойств и т.д.) приведет к расформированию залежи. Исходя из этого логично допустить, что какая-то часть существующих на современном этапе развития литосферы залежей нефти и газа образована углеводородами, неоднократно в геологическом прошлом образовывавшими залежи нефти и газа, находившиеся в этом же бассейне в других структурно-геологических условиях.
В настоящее время используется довольно много способов (методов) определения времени и продолжительности формирования месторождений нефти и газа. В самом общем виде их можно подразделить на две группы: геологические методы и методы, основанные на составе и свойствах УВ. Все эти методы основываются на определенных допущениях и ограничениях, вследствие чего достоверность результатов в большинстве случаев невысока, а временные интервалы могут варьировать в очень широких пределах.
Среди геологических методов отметим геолого-генетический и минералогический.
В основе геолого-генетического метода лежит анализ историко-генетических причинно-следственных связей, определяющих генерацию УВ, и пространственно-временных соотношений между зонами генерации и аккумуляции УВ в пределах осадочного бассейна. Методом ретроспективных реконструкций определяется время прохождения той или иной частью разреза зон генерации УВ, определяются палеотемпературы и степень катагенетической преобразованное™ пород и ОВ. На основании химико-битуминологических данных определяются масштабы генерации УВ разного фазового состава. Определяются направления возможной латеральной миграции УВ.
Образованию залежи нефти или газа предшествует возникновение условий для их аккумуляции, т. е. формирование ловушки. Следовательно, более или менее определенно в большинстве случаев можно говорить о периоде развития того или иного осадочного бассейна, в течении которого не могли образоваться залежи нефти или газа. Длительность такого периода может быть самой различной.
Так, по данным французских и канадских геологов и геохимиков (Б.Тиссо, Дж.Деру и др.) гигантские залежи тяжелых нефтей на западном склоне Канадского щита (Атабаска, Вабаска и др.) образовались как за счет палеозойских, так и мезозойских нефтей. Эти исследователи, рассматривая условия генезиса и миграции УВ на западном склоне Канадского щита (впадина Альберта), отмечают, что девонские отложения могли реализовать свой генерационный потенциал только в конце мела и начале палеогена. Другими словами, крупнейшие месторождения нефти Редуотер, Ледюкс, Вудбенд приуроченные к рифовым постройкам среднедевонского возраста, протягивающимися в субмеридиональном направлении вдоль западного склона Канадского щита, могли сформироваться не раньше мелового периода. В качестве аналогичного примера можно привести крупнейшее нефтяное месторождение Алжира Хасси-Месауд (рис. 33). Продуктивные горизонты приурочены к породам кембрия-ордовика, которые с резким несогласием перекрываются солеяосными отложениями триаса. Это месторождение сформироваться, исходя из постулатов осадочно-миграционной теории, не раньше мелового периода.

Рис. 33. Профильный разрез месторождения Хасси-Мессауд (Справочник..., 1976).
1 - кварциты и песчаники; 2 - песчано-глинистые породы; 3 -аргиллиты; 4 -глинисто-ангидритовые породы; S - каменная соль; 6 - андезиты; 7 - фундамент; 8 -нефть.
С другой стороны есть примеры, когда диапазон времени возможного формирования залежей исчисляется первыми миллионами лет. Так А.Леверсен (1958 г.) рассчитал, что продолжительность формирования залежей месторождения Кетлмен-Хилс (Калифорния) составляла от 0.1 до 1 млн. лет. Ф.М.Багир-Заде (1969) установил, что время формирования залежей на Апшеронском п-ве в продуктивной толще плиоценового возраста составляло 0.78-0.97 млн. лет. Такой же порядок цифр приводится для ряда месторождений Мексиканского залива, Плоештинско-Фокшанской области Предкарпатского прогиба (Румыния) и др. Все эти примеры относятся к месторождениям, приуроченным к кайнозойским отложениям и скорее всего могут рассматриваться как показатели длительности формирования месторождений нефти и газа.
В основе минералогического метода лежит допущение того, что УВ находящиеся в породе-коллекторе затормаживают процессы их катагенетического преобразования. В результате чего в породах-коллекторах, содержащих нефть или газ степень катагенетической преобразованное™, ниже, чем в аналогичных породах, содержащих воду. В низовьях р. Лена регионально распространены битумонасыщенные песчаники пермского возраста. По характеру структурно-вещественных изменений обломочной части этих песчаников, соответствующих определенной степени катагенетической преобразованности и на основании ретроспективных реконструкций можно сделать вывод о том, что нефть в этот песчаник попала в конце юрской эпохи (Сафронов, 1992).
О времени формирования месторождения можно судить и по характеру вторичной минерализации в зоне ВНК и ГВК. В результате
окислительно-восстановительных процессов на этих контактах образуется специфическая минералогическая ассоциация, по которой можно судить о положении палеоконтакта. Так, в карбонатных коллекторах в зоне ВНК часто возрастает количество вторичного пирита.
Среди методов, основанных на свойствах и составе УВ, можно упомянуть гелий-аргоновый метод. В основе гелий-аргонового метода положено соотношение изотопов гелия *Не и аргона 40Аг в газе. Предполагается, что аргон имеет космическое происхождение и более или менее равномерно распределен в земной коре. Для гелия принимается его радиоактивное происхождение и рассчитывается скорость его накопления в водах или газах. Возраст газа определяется по отношению (Не/Ar) хпх млн. лет, где п - коэффициент пропорциональности. В формуле В.П.Савченко (1935) он равен 77.1, а в формуле А.Л.Козлова (1951) -11.5.
Все перечисленные способы (методы) определения времени формирования дают относительные величины, но комплексное использование этих способов повышает достоверность получаемых результатов.
ГЛАВА 7. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА
По определению И.О.Брода, под месторождением следует понимать отдельную залежь нефти или газа или совокупность залежей, контролируемых единым структурным элементом.
Количество залежей в месторождении может быть самым разным. Существует много месторождений, состоящих из одной залежи. Например, Талаканское газонефтяное месторождение на юго-западе Республики Саха (рис. 34), крупнейшее месторождение Ист-Тексас в США (рис. 35)и др. Максимальное число залежей в одном месторождении достигает 30-40. К многозалежным месторождениям относится большинство месторождений Апшеронского полуострова в Азербайджане(рис. 36).


Рис. 34. Профильный разрез Талаканского нефтегазоконденсатного месторождения.
1 - доломиты; 2 - слабопроницаемые доломиты; 3 - соли; 4 - газ; 5 - нефть; б -вода.

Рис. 35 Профильный разрез нефтяного месторождения Ист-Тексас.
–известняк; 2 – глина; 3 – песок; 4 – нефть; 5 – поверхность несогласия.




Рис. 36. Профильный разрез месторождения Нефтяные камни. Азербайджан (Габриэлянц, 1984).
1 - разрывные нарушения; 2 - нефть; 3 - газ; 4 - брекчированные породы.

В случае присутствия в месторождении нефти и газа, то при указании типа месторождения на первое место ставится компонент с меньшей величиной запасов. Если преобладает нефть, месторождение газонефтяное, если газ - нефтегазовое и т.д.
Месторождение является промышленным, если содержит хотя бы одну промышленную залежь.





По величине запасов месторождения подразделяются в России следующим образом:
Размер месторождений Извлекаемые запасы нефти, Балансовые запасы газа,
млн.т. млрд.м3
мелкие меньше 10 меньше 10
средние 10-30 10-30
крупные 30 - 300 30 - 500
уникальные больше 300 | больше 500


7.1. Классификация месторождений нефти и газа
Существует несколько классификаций месторождений. В основе этих классификаций присутствует структурный фактор; кроме того в некоторых классификациях учитывается приуроченность месторождений к определенным крупным тектоническим элементам, а также тип залежей.
Наиболее удобно классифицировать месторождение нефти и газа по типам ловушек, к которым приурочены эти месторождения.
В соответствии с этим можно выделить два основных класса месторождений - антиклинальный и неантиклинальный.
Класс месторождений нефти и газа неантиклинального типа. В этот класс объединяется широкая гамма месторождений, среди которых могут быть выделены группы месторождений, приуроченных к простым антиклинальным структурам, к антиклинальным структурам, осложненным разрывными нарушениями, к антиклиналям с несовпадением структурных планов по отдельным частям разреза, к антиклинальным структурам, осложненным соляной тектоникой, грязевым вулканизмом, к антиклинальным структурам, осложненным надвиговыми дислокациями.
На рис. 37 показан пример простой по строению пологой складки, к которой приурочено несколько залежей нефти с самостоятельными водонефтяными контактами для каждой залежи. На рис. 38 показан пример месторождения, приуроченного к брахиантиклинали, осложненной грязевым вулканом. На рис. 39 показан разрез антиклинальной складки, осложненной системой ступенчатых сбросов, к которой приурочено

Рис. 37. Профильный разрез нефтяного месторождения Санта-Фе-Спрингс. Калифорния. (Леворссен, 1970).

Рис. 38. Профильный разрез месторождения Локбаташ. Азербайджан (Еременко, 1964).

Рис 39. Профильный разрез месторождения Серия. Бруней (Справочник..., 1976). Свиты: 1 - Лианг, 2 - Серия, 3 - Мири; 4 - серия Сетап, 5 - продуктивные песчаники, 6 - разрывные нарушения.


месторождение Сериа (Бруней). На рис. 40 показан пример приуроченности нефтяного месторождения к антиклинальной структуре осложненной надвигом.
Рис. 40. Профильный разрез месторождений Земеш, Тазлэу и Станешть. Румыния (Еременко, 1964)
1 - миоцен; 2 - нижний миоцен - олигоцен; 3 - олигоцен; 4 - минилитовые слои; 5 -слои клива; 6 - эоцен, а - краевой надвиг, б - нефтяные залежи в олигоценовых отложениях. I - IV - нефтяные горизонты.
Класс месторождений нефти и газа неантиклинального типа. В этом классе можно выделить группы: группы месторождений приуроченных к ловушкам литологического типа, группы месторождений приуроченных к стратиграфическим ловушкам, группы месторождений приуроченных к ловушкам палеогеографического типа.
Месторождения группы, приуроченных к ловушкам литологического типа, чаще всего встречаются на крупных моноклиналях, на склонах крупных поднятий, бортах впадин разного генезиса. Месторождения приурочены к зонам выклинивания по восстанию песчаных слоев. В качестве примера можно привести крупнейшее в Канаде месторождение Пембина, приуроченное к зоне выклинивания песчаных слоев мелового возраста. Кроме того, продуктивны трещиноватые аргиллиты юрского возраста и известняки нижнего карбона (рис. 41). Всего на месторождении установлено 38 залежей. Месторождения этой группы приурочены и к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми (рис. 42). Широко развиты месторождения, приуроченные к песчаным баровым телам, к песчаникам русловых фаций палеорек. В качестве первого можно привести пример газового месторождения Сикс-Лейке (штат Мичиган, США), где залежь газа приурочена к прибрежному песчаному бару (рис. 43) видно плоское основание и выпуклая кровля песчаника Огрей (нижнекаменноугольного возраста). Довольно широко распространены месторождения нефти и газа, приуроченные к песчаникам русловых фаций палеорек. Они представляют собой весьма прихотливые в плане полосы "шнурковых" залежей (рис. 44). "Шнурковые" залежи бывают приурочены и к песчаниковым телам в палеодельтах. К этой же группе относятся месторождения нефти и газа, приуроченные к песчаным линзам, залегаю-
72

Рис. 41. Профильный разрез месторождения Пембина. Канада (Бакнров и др., 1971) 1 - пески и песчаники; 2 - глинистые сланцы и глины; 3 - пески с прослоями глин; 4 - известняки и доломиты; 5 - нефть.

Рис. 42. Профильный разрез месторождения Пикетт-Ридж. Техас. США (Леворсен, 1970).

Рис. 43. Профильный разрез газового месторождения Сикс-Лейкс. Мичиган. США (Леворсен, 1970).



Рис. 44. Нефтяная залежь в тульском горизонте (нижний месторождения . Самарская область (Еременко, 1964).
карбон) Покровского
щим в слабопроницаемых породах. В качестве примера можно привести месторождение Дора (штат Оклахом, США); залежь нефти приурочена к линзе песчаников, которая почти полностью окружена слабопроницаемыми глинистыми породами. На рис. 45 показана блок-диаграмма этой линзы. Не исключено, что к литологическому типу следует отнести и некоторую часть гидродинамически экранированных залежей. Можно предположить, что в этих случаях "экраном" служит не гидравлический напор, а капиллярные явления, поскольку капиллярные явления и связанные с ними особенности фазовых проницаемостей во многом обусловлены литологическим фактором.

Рис. 45. Блок-диаграмма песчаного пласта Дора (верхний карбон) на месторождении Дора. Оклахома. США (Леворсен, 1970).
Месторождения стратиграфического типа развиты достаточно широко. В качестве примера можно привести одно из крупнейших нефтяных месторождений США - Оклахома-Сити (рис. 46). Залежи нефти приурочены к головным частям песчаных пластов ордовикского возраста, со стратиграфическим несогласием перекрытых слабопроницаемыми породами каменноугольного возраста. Часто залежи стратиграфического типа встречаются в комбинации с залежами литологического и структурного типов. В частности, одно из крупнейших нефтяных месторождений США Ист-Тексас (рис. 35). Залежь нефти приурочена к верхнемеловым песчаникам Вудбайн, выклинивающимися на склоне поднятия Сабин и перекрытым со стратиграфическим несогласием более молодыми слабопроницаемыми породами. На рис. 47 приведен разрез Западно-Тебукского месторождения Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции. В пределах этого месторождения присутствуют залежи структурного, палеогеографического и стратиграфического типов.

Рис. 46. Профильный разрез месторождения Оклахома-Сити. Оклахома. США (Бакиров и др., 1971).
1 - пески и песчаники; 2 - известняки и доломиты; 3 - нефть.

Рис. 47. Профильный разрез Западно-Тэбукского месторождения. Коми (Нефтегазоносные..., 1983)
С рифом связана залежь пласта Ф|.
Месторождения нефти и газа относимые к палеогеографической группе развиты широко. Их можно подразделить на две подгруппы . месторождения, связанные с рифовыми постройками и месторождения связанные с эрозионными останцами. Рифовые массивы формируются в определенных палеогеографических условиях. Рифовые постройки первично пористы и проницаемы, а облегающие их породы слабопроницаемы, что и создает благоприятные условия для аккумуляции УВ. Месторождения нефти и газ, приуроченные к рифовым постройкам, развиты довольно широко. На рис. 48 и 49 показаны примеры приуроченности месторождений к органогенным рифам. Месторождения нефти и газа, приуроченные к эрозионным останцам, развиты менее широко. В качестве примера месторождения такого типа на рис. 50 приведен разрез месторождения Гротолле-Феррандина (Италия). Основная залежь газа приурочена к эрозионному выступу, сложенному известняками верхнего мела.


Рис. 48. Профильный разрез месторождений Ледюк и Редуотер. Альберта. Канада (Левоосен, 1970).



Рис. 49. Профильный разрез месторождения Совхозное. Волго-Уральская провинция (Нефтегазоносные..., 1983).
1 - глины, алевролиты; 2- песчаники с конгломератами; 3 - известняки; 4 - соль; 5-ангидриты с прослоями доломитов; 6 - газ; 7 - нефть; 8 - ГНК; 9 - ВНК

Рис. 50. Геологический профиль месторождения Гротолле-Феррандина. Италия (Высоцкий, 1979).
1 - песчаники; 2 - глины; 3 - известняки; 4 - газоносные песчаники; 5 - газоносные известняки; 6 - разрывное нарушение; 7 - угловое несогласие.
7.2. Разрушение месторождений нефти и газа
Как уже отмечалось, в литосфере преобладают процессы рассеивания УВ. Общее количество УВ, находящееся на современном этапе эволюции литосферы Земли в открытых месторождениях нефти и газа, составляет по оценкам многих исследователей ничтожную долю УВ, генерированных органическим веществом верхнедокембрийских-фанерозойских отложений. Так, по расчетам А.Э.Конторовича (1967) запасы природного газа в юрских и неокомовых отложениях Западно-Сибирского бассейна составляют только около 1% от образовавшихся в этих отложениях УВ за время пребывания этих отложений в зоне катагенеза.
Рассеивание УВ представляет собой непрерывнодействующий процесс, который состоит из различных форм: молекулярной, химической (биохимической), физико-химической и механической.
Молекулярная форма разрушения это постоянно действующий механизм диффузионного рассеивания УВ, который играет, чаще всего, незначительную роль в процессе разрушения месторождения.
Процесс разрушения месторождений нефти и газа можно разделить на две ветви - гипергенную и метаморфическую.
Гипергенное разрушение месторождений происходит под действием химической (биохимической), физико-химической и механической форм.
Химическая (биохимическая) форма разрушения месторождений это результат анаэробного и аэробного разрушения углеводородных молекул. Эти процессы происходят в результате бактериальной деятельности. Аэробное окисление (биодеградация) происходит также в результате бактериальной деятельности, но уже в присутствии кислорода. В результате процессов биодеградации (с участием физико-химических процессов) в приповерхностной зоне литосферы образуется широкая гамма нафтидов: мальты - асфальты - асфальтиты - озокериты . гуминокериты, представляющие собой непрерывный ряд продуктов гипергенного разрушения нефтей. В качестве примера скоплений биодеградированных нефтей можно привести- месторождение высоковязких нефтей Атабаска и Оленекское месторождение мальт и асфальтов.
Механическое разрушение заключается в уничтожении денудационными процессами ловушки и связанной с ним залежи. При неполном разрушении возможно образование закированных пород (кир -продукт субаэрального выветривания слабосмолистых нефтей), которые в определенных структурно-тектонических условиях играют роль покрышки, для сохранившейся части залежи.
Метаморфическое разрушение месторождений происходит под действием физико-химических процессов. Разрушение месторождений происходит под воздействием высоких (более 120°С) температур и давлений. В погружающейся в ходе геологической истории залежи может произойти в конечном счете распад жидких УВ на газ (CHt) и твердые минералы (графит).
ГЛАВА 8. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАСПРОСТРАНЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ
8.1. Особенности распределения залежей нефти и газа
Размещение месторождений нефти и газа в земной коре подчиняется определенным закономерностям. Установление этих закономерностей является предметом изучения в течение всей истории поисков этих месторождений. Процессы поисков месторождений нефти и газа и выявление закономерностей их размещения были взаимодополняющими -каждое новое месторождение давало дополнительную информацию для теоретических разработок, а повышение уровня теоретических знаний позволяло более объективно подойти к оценке перспектив и выбору направления поисков.
К настоящему времени на земном шаре открыто около 40 тыс. месторождений нефти и газа Эти скопления встречаются в отложениях от рифея до четвертичного возраста. Однако, по разрезу они распределены крайне неравномерно. Более 60% мировых разведанных запасов нефти приходится на юрские и меловые отложения. Около 40% природного газа на меловые отложения. Второй пик по запасам газа (30%) приурочен к
пермским отложениям. Около 30% запасов нефти открыто в отложениях палеогена и неогена.
Также неравномерно географическое распределение запасов нефти и газа. На начало 1993 г. 65,7% мировых запасов нефти было сосредоточено в странах Ближнего и Среднего Востока. В Южной Америке - 12,4%, в Африке - 6,2%, в России и странах СНГ - 5,9%, в Азии и Австралии - 5%, в Северной Америке - 4,0%, в Европе - 1,6%. По природному газу -40,2% мировых запасов сосредоточено в России и странах СНГ, 31% - на Ближнем и Среднем Востоке, 7,1% - в Африке, в Азии и Австралии - 9%, в Северной и Южной Америке - по 5,4%, в Европе - 3,8% (ВР review of world gas, 1993).
Открытые к натоящему времени нефтяные и газовые ресурсы сосредоточены в основном в Северном полушарии. В этом полушарии открыто около 130 нефтяных месторождений с начальными извлекаемыми запасами более 100 млн. т, тогда как в Южном только 9 таких месторождений. В мире открыто около 90 газовых месторождений с запасами 100 млрд. м3 и более, из которых абсолютное большинство также расположено в Северном полушарии.
Большая часть запасов нефти концентрируется в месторождениях на глубинах до 3 км.
Приуроченность основных запасов нефти в каждом конкретном осадочном бассейне зависит, главным образом, от истории его геологического развития. В самом общем виде можно говорить об определенной обратной зависимости между возрастом основной седиментации в бассейне и глубиной размещения запасов нефти. В осадочных бассейнах, сформировавшихся в палеозое, большая часть запасов нефти концентрируется на глубинах до 2 км. Это такие бассейны, как Днепрово-Донецкий на Украине, Тимано-Печорский на северо-востоке Русской платформы, Перский, Мичиганский, Иллинойский и др. бассейны Северо-Американской платформы. В бассейнах, где основная часть осадочного чехла имеет мезозойско-кайнозойский возраст. Основные запасы нефти приурочены к глубинам 2-4 км. Это крупнейшие нефтеносные бассейны - Западно-Сибирский, Персидского залива, бассейны Северной Африки Сирт и севера Южно-Африканской платформы (бассейн Ориноко).
Эта закономерность не является универсальной. Так, в кайнозойских межгорных осадочных бассейнах, генетически связанных, как правило, с континентальными окраинами активного типа (в соответствии с постулатами плитной тектоники) основные запасы нефти сосредоточены в интервале глубин 1-2 км. Это такие бассейны, как Сан-Хоакин (Калифорния, США), Маракаибо (Венесуэла) и др.
Эта закономерность нарушается и в бассейнах, где имеются огромные запасы окисленной нефти, мальты и асфальтов на склонах древних платформ залегают в интервале глубин до 1 км (Западно-Канадский бассейн, Лено-Анабарский прогиб, Восточно-Венесуэльский прогиб).

В Республике Саха (Якутия) 60% разведанных запасов нефти залегают в интервале глубин 2-3 км и 40% - в интервале глубин 1-2 км.
Залежи нефти выявлены и на глубинах свыше 3 км. На территории России эти месторождения к мезозойским отложениям Тереко-Кумского прогиба Предкавказья. Крупные залежи нефти открыты в казахстанской части Прикаспийской синеклизы (месторождения: Тенгизское, Кенкияк, Жанажол), где продуктивные горизонты каменноугольно-пермского возраста залегают на глубинах до 4500 м. В Южно-Каспийской впадине нефтяные залежи вскрыты на глубинах до 5000 м.
Самые глубокие нефтяные залежи открыты в США: в Галф-Косте на месторождении Кеблоу-Айлену (гл. 6593 м), в бассейне Биг-Хорн (Скалистые горы) на месторождении Фрисби-Южный (гл. 5896-5911 м) и Др.
Распределение запасов газа по глубинам залегания также в самом общем виде определяется историей геологического развития, а также вертикальной зональностью генерации УВ (Глава 5).
В отличие от нефти, запасы природного газа по глубине смещены на несколько большие глубины.
На глубинах до 1 км присутствуют скопления преимущественно в водорастворенном состоянии. Эти месторождения приурочены к верхнеплиоценовым-четвертичным отложениям небольших наложенных впадин кайнозойских складчатых систем (Япония, Италия).
Основная часть разведанных запасов газа сосредоточена в интервале глубин 1-4 км. Месторождения приурочены к отложениям от верхнего докембрия до кайнозоя. Именно в этом интервале глубин сосредоточена подавляющая часть запасов природного газа, приуроченных к меловым-кайнозойским отложениям (газовые месторождения Западно-Сибирская плита, Предкавказского прогиба, Мексиканского и Персидского заливов). В этом же интервале глубин газовые месторождения в каменноугольных, пермских, триасовых и юрских отложениях Североморско-Германской провинции, Днепрово-Донецкой впадины, Вилюйской синеклизы, синеклизы Иллинойс, впадин Анадарко, Пермская (США) и др. К интервалу глубин 1-3 км приурочены все газовые месторождения Сибирской платформы, связанные с венд-нижнекембрийским комплексом.
В Республике Саха (Якутия) в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы разведанные запасы газа примерно поровну распределены в интервалах глубин 1-2 и 2-3 км, в Вилюйской синеклизе 85% всех разведанных запасов газа сосредоточено в интервале глубин 2-3 км.
На глубинах свыше 4 км газовые месторождения открыты в небольшом числе регионов - в Пермской впадине, во впадине Анадарко-Ардмор, Мексиканском заливе (США), в Прикаспийской синеклизе, Южно-Каспийской впадине, Предкавказском прогибе, Аквитанском бассейне (Франция).
Одним из крупнейших глубокозалегающих газовых месторождений является месторождение Лак в Аквитанском бассейне. Массивная залежь газа находится в карбонатной толще неокома и верхней юры на глубине 3500-5270 км. Большая часть газовых и газоконденсатных месторождений открыто в верхнекаменноугольных отложениях впадины Анадарко-Ардмор (Западный Внутренний бассейн в США), расположенных на глубинах 4500-7000 м.
На казахстанской части территории Прикаспийской синеклизы открыто крупнейшее Карачаганакское газоконденсатное месторождение с глубинами залегания продуктивных горизонтов каменноугольного -пермского возраста 4000-4500 м.
Самые глубокие залежи газа и газоконденсата открыты в США: в штате Техас месторождение Ледбеттер (гл. 7663-8083 м), в Галф-Косте -месторождение Кейлоу-Айленд (гл. 6663 м) во впадине Делавер запасы газа на месторождении Гомес оценены в 238 млр. м3 (гл. 7010 м).
Газовые месторождения залегающие на больших глубинах, как правило, газоконденсатные, порой с очень высоким содержанием конденсата. Так, на Астраханском месторождении содержание конденсата достигает 560 см3/м3.
На рис. 51 приведены некоторые нефтегазоносные бассейны мира с распределением в них залежей нефти, газа и газоконденсата на больших глубинах.

Рис. 51. Основные типы НГБ и регионов мира с различным распределением залежей нефти, газа и газоконденсата на больших глубинах (Семенович и др. 1980).
Залежи: 1 - нефти, 2 - газа, 3 - газоконденсата; 4 - промышленные притоки нефти; цифры на рисунке - наиболее характерные современные пластовые Т°, С.

По оценкам российских и зарубежных специалистов прогнозные запасы нефти и газа на глубинах свыше 4 км превышают 10% общемировых.
Как уже отмечалось, на земном шаре открыто около 40 тыс. месторождений нефти и газа, однако, большая часть запасов сосредоточена в гигантских и уникальных месторождениях.
В 26 уникальных нефтяных месторождениях (начальные извлекаемые запасы более 1 млрд.т) сосредоточено 42% всех начальных разведанных мировых ресурсов нефти (по А.Г.Селицкому). По оценкам А.А.Бакирова в 45 крупнейших нефтяных месторождениях зарубежных стран было сосредоточено около 91% разведанных запасов нефти.
К настоящему времени практически во всех аналитических обзорах основное внимание при рассмотрении проблемы сланцевых нефти и газа уделяется технологии и экономике. Вместе с тем, совершенно очевидно, что при оценке ресурсов этих видов углеводородного сырья объединяются глинистые формации совершенно разного генезиса – от черносланцевых формаций (доманик Русской платформы, баженовская свита Западной Сибири) до морских мелководных (например,формация Bakken, синеклиза Уиллистон, США).
Глинистые породы – одни из самых распространенных в литосфере осадочных пород. Они более чем на 50% сложены глинистыми, карбонатными и кремнистыми частицами размером менее 0,01 мм. Во всех обзорах по сланцевым нефти и газу говорится о глинистых сланцах, но это весьма общая дефиниция. В обсуждаемом контексте весьма значимым должно быть содержание в такой породе органического вещества (ОВ). Осадочная порода, более чем на 50% состоящая из частиц размером менее 0,01 мм и содержащая от 20% и более органического вещества относится к горючим сланцам (oil shale). В горючем сланце самого высокого качества на долю органического вещества приходится до 50-70%. Вместе с тем, в глинистых формациях юго-восточной части США, из которых добывается сланцевый газ, среднее содержание ОВ составляет 4 - 9,8% (формации Barnett, Fayetteville, Hayntsville) и 12-25% (Marcellus, Woodford, Antrim, New Albany), из которых первые три сложены породами в большинстве своем не являющимися горючими сланцами. В американской литературе часто говорят о близости формации Bakken и баженовской свиты. Но формация Bakken имеет четкое трехчленное деление – между верхней и нижней сланцевыми пачками залегает горизонт доломитов, и сформировалась, по данным американских геологов (Dow,1974), в мелководных условиях, а баженовская свита сложена толщей неравномерного переслаивания высококремнистых, обогащенных ОВ, пород и карбонатных пород, сформировавшейся в относительно глубоководных условиях. Другими словами, понятия «сланцевый газ» и «сланцевая нефть» связаны с весьма широким спектром глинистых пород (сланцев). Исходя же из современных представлений о генетической связи углеводородов с содержащимся в породах ОВ (керогеном), чаще всего в сланце (глинистой формации) мы имеем широкую линейку продуктов преобразования керогена – от газообразных и жидких углеводородов до остаточного керогена. Своеобразие «сланцевого газа» и «сланцевой нефти», в отличие от традиционных нефти и газа, сконцентрированных в месторождениях, заключается не в проблеме поисков структурных форм, содержащих эти ресурсы. Проблема состоит в концентрации ресурсов в массивах глинистых пород, наличие которых не определяется структурным фактором. Продуктивность сланцевых (глинистых) формаций определяется, главным образом, толщиной этих отложений, количеством органического вещества (ОВ) в них содержащегося и степенью катагенетической преобразованности этих пород и ОВ. «Сланцевый газ» и «сланцевая нефть» – это углеводороды, присутствующие в сланцевых (глинистых) формациях, которые характеризуются двумя функциями – генерацией УВ и их сохранением.

Потенциальные ресурсы горючих полезных ископаемых в стратисфере по разным оценкам составляют (в условном топливе): уголь – 9,8 -21 трлн.т., нефть в залежах – 725 -740 млр.т., нефть в сланцах и природных битумах – 700-830 млрд.т., природный газ – 630 млрд.т.
Мировые потенциальные ресурсы горючих сланцев составляют 1415 млрд.т. В уникальных месторождениях горючих сланцев – Грин-Ривер (США) и Ирати (Бразилия) сосредоточено 97% всех разведанных на настоящее время мировых запасов ГС.

В составе СГ, как и традиционного природного газа, преобладает метан и его гомологи; в качестве примесей могут присутствовать азот, сероводород, углекислый газ и т.д. Содержание метана превышает 90%. СГ с высоким содержанием гомологов метана встречается редко.
Добыча такого газа стала экономически выгодной только в начале 2000-х годов после разработки технологий с применением горизонтального бурения и гидроразрыва. Основной технологический процесс – гидравлический разрыв с использованием жидкости гидроразрыва (вода) с гранулированным песком. Этот песок расклинивает образовавшиеся трещины (фрекинг). Вода и песок составляют более 98% жидкости гидроразрыва, остальной объем приходится на химические добавки – по отрывочным данным это биоциды (американское ноу-хау). Широко применяется кустовое бурение скважин. Шесть-восемь горизонтальных скважин обеспечивают охват газонасыщенной зоны как 16 вертикальных скважин (Modern shale..., 2009). ). Надо заметить, что в целом по статистике для горизонтальных скважин, по сравнению с вертикальными, характерно более быстрое снижение во времени дебита скважин. Для горизонтальных скважин, пробуренных с целью добычи сланцевого газа (и «сланцевой нефти»), эта особенность выражена еще ярче в силу того, что зона «искусственного» дренажа, образованного в результате гидроразрыва, конечна, а в естественном гранулярном коллекторе – условно бесконечна.
В марте 2011 г. статистическое агентство при Министерстве энергетики США (Energy Information Administration (EIA) оценило запасы СГ в 32 странах (не рассматривались РФ и страны Ближнего Востока) (EIA “World Shale Resources”, 2011). Общемировые извлекаемые запасы СГ были оценены в 256 трлн.м. куб. (40% от общемировых запасов традиционного и нетрадиционного газа, без угольного метана). При этом считается, что эта цифра минимальна, поскольку в расчет принимались только высокоперспективные участки (по мере совершенствования технологий рентабельной может стать добыча СГ и из формаций с более низким содержанием газа). Современная технология разработки глинистых сланцев сочетает горизонтальное бурение, гидроразрыв и 3D сейсмическое моделирование.
Запасы сланцевого газа в США достигают 24,4 трл.м.куб. (примерно 32% от всех запасов природного газа США). В США широко распространены сланцы с высоким содержанием органического вещества, содержащие значительные ресурсы природного газа. Общие ресурсы СГ только в четырех комплексах газового сланца (Хэйнесвилль, Файеттвилль, Марцеллус и Вудфорд) могут превышать 550 tcf (1,485 трлн.м3). Уровень добычи СГ в объеме 3 - 4 tcf (80-100 млрд.м3)в год возможен в течение многих десятилетий.
Сланцевые формации присутствует на территории 48 штатов США. На рисунке 1 показаны бассейны, где добывается СГ, и перспективные районы. Самая эффективная добыча СГ осуществляется в бассейнах - Барнетт, Хэйнесвилль/Боссиер, Антрим, Файеттвилль, Марцеллус и Нью-Олбани. Каждый из этих бассейнов отличается по строению разреза, по содержанию ОВ и СГ (Modern shale..., 2009).



Рис. 1 Распространение сланцевых формаций в США.


В Канаде СГ добывается из двух сланцевых формаций – Horn River и Montney. В 2010 году компания TransCanada Corp. начала строительство первого газопровода для транспортировки СГ с месторождения Montney в магистральный газопровод. К 2020 г. добыча СГ в Канаде может достигнуть 200 млрд.м. куб.; на это время планируется экспорт СГ в страны Юго-Восточной Азии и Японию (до 40 млрд.м.куб.).
Значительны прогнозные запасы СГ в Китае. Их оценка колеблется в широких пределах – от 21 до 45 трлн. м. куб. В Китае выделяются четыре крупных провинции распространения глинистых сланцев. В 2011 г. была пробурена первая скважин. На конец 2012 г. известны результаты 14 пробуренных на СГ скважин в Китае (Чун, Хонг, 2012), из них только две горизонтальные. Максимальный дебит при пробной эксплуатации не превысил 60 тыс. м.куб./сут. В Китае создан Государственный исследовательский центр сланцевого газа. Китай планирует выйти к 2020 г. на уровень добычи СГ в 10 млрд.м. куб.
Прогнозные запасы сланцевого газа в Европе составляют 18,1 трлн. м. куб. Согласно оценкам, например, запасы сланцевого газа в Германии достигают триллиона кубометров. Однако, степень изученности перспективных территорий еще низка и существуют серьезные экологические законодательные ограничения. Так, во Франции заблокирована добыча СГ с применением гидроразрыва. Высоко оцениваются перспективы Польши на добычу СГ, прогнозные запасы которого оцениваются в 5,3 трлн. м. куб. Однако, положительных результатов пока нет. Более того, компания ExxonMobil отказалась от дальнейших работ по разведке СГ в Польше, поскольку в пробуренных двух скважинах не было получено рентабельных притоков.

В настоящее время добыча СГ ведется в США и Канаде. В 2012 г. добыча СГ в США составила 220 млрд. м. куб. По прогнозам EIA добыча СГ в США будет расти до 2035 года со среднегодовым приростом в 5,3 % и достигнет 340 млрд. м. куб. (46% от всей планируемой добычи).
Себестоимость добычи СГ может сильно отличаться от многих факторов, как геологических, так и технологических – в настоящее время она составляет 90 – 250 долл. за тысячу кубометров. По оценкам МЕА в ближайшем будущем стоимость сланцевого газа на устье скважины будет составлять: в Европе 180-360 долл. за тысячу кубометров, в Китае – 140-290, в США – 107 – 250. Для сравнения стоимость традиционного газа в 20-30 долл., но она кратно возрастает при транспортировке. в 2011 году цена на природный газ в США составляла 148 долл. за тысячу кубометров. По прогнозам EIA цена на природный газ в США в 2035 году не превысит 176 долл. за тысячу м. куб.

К числу нетрадиционных источников нефти относятся – нефте (битумо)насыщенные пески и песчаники, сверхтяжелая нефть и сланцевая нефть. По разным оценкам ресурсы этих нетрадиционных видов кратно превышают ресурсы традиционной нефти.
Стремительный рост цен на нефть в начале XXI века, желание стран стран-импортеров нефти снизить зависимость свою зависимость от стран-экспортеров способствовали активизации работ по добыче нетрадиционной нефти.
Эксперты ожидают существенный рост добычи «сланцевой нефти», в первую очередь из низкопроницаемых пород в США в ближайшие десятитлетия. По оценкам Департамента Энергетики США (U.S.Department of Energy), ежегодная добыча «сланцевой нефти» может превысить к 2035 году 140 млн.т. (US Department of Energy, Annual Report, 2010). Это в совокупности с прогнозируемым уровнем добычи конденсата (свыше 135 млн.т.) и традиционной нефти (до 250 млн.т.) через несколько десятилетий позволит США стать страной-экспортером, может привести к снижению цены на нефть на мировом рынке. Если же учитывать еще и политический фактор, существенно влияющий на уровень цен, то это может произойти уже в обозримом будущем.
Углеводороды в сланцевых породах находятся в газообразном, твердом и жидком (различной консистенции) состоянии и извлекаются либо при помощи гидроразрыва, либо термическим воздействием на породу.
Технология добычи «сланцевой нефти» первым способом заимствована из технологии добычи «сланцевого газа» - бурение горизонтальных скважин и применение мультистадийного гидроразрыва.
При термических методах породу нагревают в ретортах (разработано несколько конструкций) - наружный ретортинг (surfasce retorting) и внутрипластовый ретортинг (in-Situ).
В определении «сланцевая нефть» есть некоторые разночтения. «Oil Shale» (нефтяной сланец), по определению Департамента энергетики США (U.S.Department of Energy), это сланец из которого нефть получается в результате термической обработки, а по определению Международного энергетического агентства (World Energy Agency), это порода, содержащая нефть, генерированная вмещающими породами. «Shale oil» (сланцевая нефть), по WEA, добываемая термическим способом. Нефть низкопроницаемых пород («Tight Oil», «Light Tight Oil») – по определению американских специалистов и специалистов WEA, это нефть добываемая из низкопроницаемых пород, в т.ч. из сланцев горизонтальными скважинами.
Как уже отмечалось выше, чаще всего в сланце (глинистой породе) мы имеем широкую линейку продуктов преобразования керогена – от газообразных и жидких углеводородов до остаточного керогена. Следовательно, в зависимости от преобладания того или иного элемента этой линейки продуктов будет зависеть технология извлечения полезного продукта. Другими словами, определения «Oil Shale», «Shale oil»,«Tight Oil», «Light Tight Oil» ,скорее являются технологическими, а не генетическими. Кроме того, можно предположить, что сланцы (глинистые породы), степень катагенетической преобразованности которых соответствует стадиям МК1 – МК3 («oil window», по западной терминологии), при прочих равных условиях, должны быть более перспективными объектами для добычи сланцевой нефти как посредством проведения горизонтального бурения с гидроразрывом, так и посредством ретортинга.
И при оценке роли сланцевой нефти в общем нефтяном балансе наблюдаются разночтения в отнесении отдельных видов нефти к традиционному и нетрадиционному. Так, МЭА в 2010 г. давало достаточно низкую оценку потенциалу сланцевой нефти (относя при этом нефть из низкопроницаемых пород к традиционной). Департамент Энергетики США основной прирост добычи сланцевой нефти связывает с нефтью из низкопроницаемых пород. В целом, наблюдается существенный разброс прогнозных оценок добычи «сланцевой нефти» в разных источниках, что обусловлено как разными оценками извлекаемых запасов, так и характером оценки возможностей тех или иных технологий.
Основными сдерживающими факторами добычи сланцевой нефти, особенно при помощи гидроразрывов, являются высокая ресурсоемкость процесса добычи. Так, при достигнутом уровне технологий для добычи 1 барреля нефти требуется от 317 до 1112 л воды. Высока и энергоемкость ее извлечения, особенно при использовании ретортинга. Так, по оценкам компании RAND Corporation, добыча 100 тыс. барр./сут. требует строительства электростанции в 1200 МВт.
Вместе с тем, совершенствование технологии приводит к повышению показателей эффективности добычи. Так, в 2005 г. удельный показатель энергетической эффективности производства энергоресурсов – EROL для сланцевых проектов США составлял 2 -7, то в 2011 году – вырос до 15. Для сравнения EROL нефти по миру около 30, а по природному газу еще выше – например, на Средневилюйском месторождении, по нашим данным, превышает 100 (Сафронов и др.2011).
Сведения о ресурсах «сланцевой нефти» весьма неопределенны в силу нескольких обстоятельств. Во – первых, в одних сводках учитывают нефть из низкопроницаемых пород, а в других – нет. Во-вторых, по большинству стран ресурсы определены без проведения геолого-разведочных работ. Первое место в мире по ресурсам этих видов нефти занимают США – порядка 600 млрд.т.(по большей части в виде нефти низкопроницаемых пород). Второе место у КНР с потенциальными ресурсами в 46,7 млрд. т.н.э.. Высоки перспективы и у Израиля – 35 млрл.т.н.э. и Демократической республики Конго – 14 млрд.т. Заметны запасы в Иордании, Бразилии, Италии – в каждой более 10 млрд.т.н.э.( International, 2010; Dyni, 2005).
Свежий пример открытия нефтеносных сланцев. В конце 2012 г. в Северо-Западных Территориях Канады в бассейне р. Маккензи открыта сланцевая формация Canol (A New North Fmerican, 2013), которая, видимо, является крупнейшей в Северной Америке. Её ресурсы оцениваются в 4 раза больше, чем у формации Bakken (синеклиза Уиллистон) и в 2 раза, чем у формации Eagle Ford (Примексиканская впадина).

Однако, на настоящее время технически извлекаемые запасы оценены практически только в США – из 157 млрд.т. 136 млрд. т. н. э приходится на США (причем, в основном это нефть низкопроницаемых пород).
РФ занимает одно из первых мест в мире по прогнозным ресурсам ГС. Разведанные запасы ГС составляют 37 млрд.т. (Калинко, 1981). В РФ настоящее время их добыча и переработка (как энергетического сырья и сырья для хим. промышленности) практически прекращены. Сланцеперерабатывающие комбинаты в советское время функционировали в Ленинградской и Куйбышевской областях. В восточной части России развиты сланцевые формации разного геологического возраста, которые представляют практический интерес в плане добычи сланцевой нефти и сланцевого газа.
На территории европейской части России расположено пять сланцевых бассейнов – Прибалтийский, Вычегодский, Тимано-Печорский, Центральный и Волжский. Крупнейшим в европейской части РФ является Волжский бассейн – крупнейший по количеству запасов и ресурсам горючих сланцев. Промышленная сланценосность связана с отложениями верхней юры. В пределах бассейна выделяется 2 сланценосных района – Общесыртовский и Чаганский. Сланценосные отложения большинства известных месторождений залегают на небольших глубинах – до 300-400 м. Толщина пластов горючих сланцев не превышает. К числу наиболее крупных относятся Коцебинское, Переладовское и Чаганское месторождения. Прогнозные ресурсы горючих сланцев оцениваются, по данным ВНИГРИ () 25,15 млрд.т. На втором месте по прогнозным ресурсам горючих сланцев Вычегодский бассейн, приуроченный к Мезенско-Вычегодской синеклизе и частично к северо-восточному склону Волго-Уральской синеклизы. Стратиграфически горючие сланцы приурочены к отложениям девонской, пермской, юрской и меловой систем. Горючие сланцы изучены еще очень слабо. Прогнозные ресурсы 15 млрд.т. Значительны прогнозные запасы Тимано-Печорского бассейна, приуроченного к Печорской синеклизе. Горючие сланцы приурочены к трем стратиграфическим горизонтам: к основанию и верхней части средневолжского подъяруса; верхней части верхневолжского подъяруса верхней юры. Качество горючих сланцев изучено слабо, толщина отдельных пластов горючих сланцев достигает 10 м. Прогнозные ресурсы 5,8 млрд.т.

На территории Европейской части России весьма широко распространены доманиковые горючие сланцы франского яруса верхнего девона. Они известны на Тимане, в Ульяновском Поволжье, Заволжье и вдоль всего западного склона Урала, на севере – в Большеземельской тундре, на юге – по северному борту Прикаспийской впадины. Длина полосы распространения этих сланцев – свыше 2000 км, ширина – не менее 700-800 км. Мощность сланценосной толщи, состоящей из горючих сланцев, мергелей и известняков от 15 до 70 м, иногда она может достигать и 130 м. Количество пластов горючих сланцев непостоянно даже в пределах одного района. Так в Ухтинском районе в 27 метровой толще выделяют до 163 прослоев горючих сланцев. Степень изученности этих горючих сланцев невысока.



В РФ наиболее перспективным объектом для добычи сланцевой нефти является верхнеюрская баженовская свита Западно-Сибирской провинции. Это 10-70 м толща черных и буровато-черных аргиллитов, залегающая на глубинах 2000 – 3000 м, с очень высоким содержанием ОВ (в среднем 22,5%), площадь распространения которой около 1 млн. км2. Добыча нефти традиционным способом ведется на шести месторождениях, а нефтепроявления разного масштаба зафиксированы более чем на 70 площадях. К настоящему времени из баженовской свиты добыто 11 млн.т. По оценкам WEO (Международное энергетическое агенство) геологические ресурсы нефти баженовской свиты составляют 140 млрд.т. О потенциале баженовской свиты можно судить и по таким цифрам – по оценкам американских специалистов ресурсы баженовской свиты превышают, например, ресурсы одной из богатейших в США формаций Bakken, в 80 раз. С этих позиций интерес представляют также абалакская и фроловская свиты верхнеюрского и нижнемелового возраста. Наиболее изученным объектом в пределах Восточной Сибири является Дмитриевское месторождение горючих сланцев, которое расположено примерно в 20 км от г. Кемерово в Барзасском угленосном районе Кузнецкого бассейна. Сланценосные отложения мощностью более 100 м относятся к эйфельскому ярусу среднего девона. Пласт горючих сланцев имеет мощность от 20 до 55 м. Разведанные запасы месторождения оставляют 132 млн. т. В Канско-Ачинском угольному бассейну горючие сланцы приурочены к трем стратиграфическим уровням в нижне-среднеюрской толще. Толщина пластов пластов горючих сланцев не превышает 5 м. На наиболее изученном Балахтинском месторождении запасы горючих сланцев по категории С2 – 300 млн. т.

В пределах Сибирской платформы широко распространены породы с повышенным и высоким содержанием органического вещества в весьма широком стратиграфическом диапазоне – от верхнего рифея до нижней юры. Это преимущественно темноокрашенные тонкозернистые осадочные породы глинистого, карбонатного, карбонатно-глинистого, глинисто-кремнистого состава. Степень их изученности разная.
Перспективной в плане добычи сланцевого газа и сланцевой нефти является куонамская формация. Куонамская формация (комплекс) выделяется в нижне-среднекембрийских отложениях северо-западной и восточной частей Сибирской платформы. Формация сложена глинисто-карбонатными и кремнисто-карбонатно-глинистыми отложениями, в разной степени обогащенные органическим веществом. Формация распространена в полосе, протягивающейся более чем 2500 м от Игарского района на северо-западе через восточный склон Анабарской антеклизы до северного склона Алданской антеклизы и Алдано-Майского прогиба. Ширина выходов отложений куонамской формации колеблется от 150-200 до 600 км. Установленная площадь распространения достигает 700-750 тыс. км2. Толщина отложений формации достаточно выдержана - на большей части площади развития она колеблется в пределах 40-70 м. В состав формации включаются шумнинская свита (Игарский район), собственно куонамская свита, выделяющаяся от бассейна р. Анабар на севере до северного склона Алданской антеклизы на юге и иниканская свита Юдомо-Майского междуречья. Если принять среднюю толщину формации 50 м и среднее содержание Сорг. 5%, то в породах куонамской формации захоронено 10-15 трлн.т. органического вещества.





8.2. Принципы нефтегеологического районирования
Нефтегеологическое районирование - это разделение нефтегазоносных (потенциально нефтегазоносных территорий) на отдельные части по степени сходства и различия тектонического строения, истории геологического развития, состава и строения осадочного чехла.
Основные задачи нефтегазогеологического районирования:
выявление закономерных связей размещения регионально нефтегазоносных территорий с различными типами крупных геоструктурных элементов земной коры и связанных с ними формациями;
выявление геолого-геохимических связей размещения прогнозных ресурсов УВ в различных частях изучаемой территории, в том числе зон наибольшей их концентрации;
сравнительная дифференцированная качественная и количественная оценка перспектив нефтегазоносное™;
выбор наиболее оптимальных направлений поисково-разведочных работ на нефть и газ.
Элементами нефтегазогеологического районирования являются провинция, область, район, зона, месторождение, залежь.
Провинция представляет собой крупный элемент
нефтегазогеологического районирования. Это территория, приуроченная к одному и нескольким смежным надпорядковым тектоническим элементам (синеклиза, антеклиза, плита и т. д.), характеризующаяся сходными чертами геологического развития и строения.
Область - часть нефтегазоносной провинции или самостоятельный элемент, приуроченная, как правило, к одному тектоническому элементу первого порядка и характеризующаяся близкими чертами геологического развития и строения, региональным распространением основных нефтегазоносных комплексов.
Район - часть нефтегазоносной области, характеризующийся общностью условий аккумуляции УВ и сохранения залежей.
нефтегазоносная - часть нефтегазоносного района, приуроченная яоф всего к структурам первого порядка (валам, куполовидным «МИЯтиям, впадинам) и характеризующаяся общностью условий «иумуляции УВ и сохранения залежей по отдельным нефтегазоносным «ммплексам.
ГЛАВА 9. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ И ОБЛАСТИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ И СТРАН СНГ
Нефтегазоносные провинции Российской Федерации
В пределах Российской Федерации выделяется 11 нефтегазоносных шинциЙ: Волго-Уральская, Тимано-Печерская, Северо-Кавказская, и каспийская, Западно-Сибирская, Баренцево-Карская, Лено-Тунгусская, исей-Хатангская, Лено-Вилюйская, Охотская и Притихоокеанская (рис.

Рис. 52. Карта нефтегазоносных провинций и нефтегазоносных областей Российской федерации и стран СНГ.
Российская федерация: I - Волго-Уральская НГП, II - Тимано-Печорская НГП, III -Северо-Кавказская НГП, IV - Прикаспийская НГП, V - Западно-Сибирская НГП, VI -Баренцево-Карская НГП, VII - Лено-Тунгусская НГП, VIII - Енисей-Хатангская НГП, IX - Лено-Вилюйская НГП, X - Охотская НГП, XI - Притихоокеанская НГП. Страны СНГ: XII - Южно-Каспийская, XIII - Амударьинская, XIV - Днепрово-Припятская, А -Предкарпатская НГО, Б - Причерноморско-Крымская НГО, В - Грузинская НТО, Г-Северо-Устюртская, Д - Сурхан-Вахшская, Е - Ферганская, Ж - Чу-Сарысуйская.

9.1. Волго-Уральская нефтегазоносная провинция
Располагается в восточной части Русской равнины. В тектоническом отношении охватывает восточную часть Русской платформы и Предуральский прогиб. Общая площадь 700 тыс. км3.
Осадочный чехол сложен породами верхнего докембрия, палеозоя, мезозоя и кайнозоя. В строении разреза верхнего докембрия и палеозоя преобладают карбонатные породы, отложения мезозоя и кайнозоя представлены терригенными породами. В пределах платформенной части провинции суммарная толщина разреза достигает 6 км, в пределах Предуральского прогиба - глубина залегания кристаллического фундамента достигает 10-12 км. В пределах провинции выделяется 7 нефтегазоносных областей. Месторождения приурочены в основном к локальным структурам, залежи чаще всего пластовые. Ряд месторождений приурочен к рифовым образованиям.
Промышленные залежи нефти и газа приурочены к средневерхнедевонским каменноугольным и пермским отложениям. Около 80% запасов природного газа провинции приурочено к карбонатным коллекторам верхнего карбона и нижней перми (к этому комплексу приурочено крупнейшее Оренбургское газоконденсатное месторождение). Более 30% запасов нефти провинции приурочено к терригенным породам нижнего карбона (породы этого комплекса продуктивны на крупнейших нефтяных месторождениях провинции -Ромашкинском, Бавлинском, Туймазинском, Новоелховском. Всего в пределах провинции открыто более 700 месторождений нефти и газа.
9.2. Тимано-Печорская нефтегазоносная провинция
Расположена в северо-восточной части Русской равнины. В тектоническом отношении провинция охватывает восточную часть Тиманского поднятия, Печерскую синеклизу, северную часть Предуральского прогиба и южную часть акватории Баренцева моря.
В строении осадочного чехла принимают участие верхнедокембрийские (мощность до 1 км), палеозойские (до 10-12 км), мезозойские (до 1,5 км) и кайнозойские (0,3 км) отложения. Палеозойская часть разреза сложена преимущественно карбонатными породами. Мезозойские отложения представлены карбонатно-терригенными и терригенными отложениями. Пермские отложения северной части предуральского прогиба промышленно угленосны.
В пределах провинции выделяются пять нефтегазоносных областей с доказанной промышленной нефтегазоносностью пород в большом стратиграфическом интервале (от ордовика до триаса). Месторождения приурочены к локальным брахиантиклинальным складкам платформенного типа, к высокоамплитудным линейным складкам, барьерным и одиночным рифам. Наибольшие запасы нефти и газа приурочены средневерхнедевонским и нижнекаменноугольным- нижнепермским отложениям. Всего открыто более 90 месторождений нефти и газа, в их числе Вуктыльское газоконденсатное месторождение, и некое нефтяное месторождение. В Республике Коми с 1932 г. шахтным способом разрабатывается Ярегское нефтяное месторождение, нефть которого отличается высокой плотностью (0,94 г/см) и вязкостью (5,2 Па/с). На шельфе Баренцева моря открыто несколько месторождений (Приразломное нефтяное, Поморское газовое и др.).
9.3. Северо-Кавказская нефтегазоносная провинция
Провинция расположена в зоне сочленения эпипалеозойской Скифской платформы и мегаантиклинория Большого Кавказа. В провинции выделяются три нефтегазоносные области: Азово-Кубанская, Ставропольская и Терсхо-Кумская. Общая площадь провинции 350 тыс. км.2
Осадочный чехол слагают породы от триасового до четвертичного возраста. Триасовые отложения представлены карбонатно-глинистыми, терригенными и вулканогенно-осадочными породами. Юрский разрез сложен терригенными породами. Меловые отложения представлены терригенными и карбонатными породами. Палеогеновые и неогеновые отложения существенно терригенные. В этой части разреза развита своеобразная мощная глинистая толща (майкопская серия) с прослоями песчаников и алевролитов, являющаяся одной из основных нефтегазопроизводящих и нефтегазоносных толщ провинции. Толщина этой серии достигает 3600 м. Суммарная толщина разреза достигает 12 км
Индоло-Кубанском и Терскс-Каспийском прогибах, в пределах Ставропольского свода - не превышает 2 км. Основные продуктивные комплексы приурочены к нижнемеловой, палеогеновой и неогеновой частям разреза. В западной части Терско-Кумской нефтегазоносной области продуктивны также триасово-юрские подсолевые отложения.
В Азово-Кубанской и Ставропольской НТО преобладают месторождения приуроченные к локальным структурам, залежи сводовые. В зоне развития линейных складок (сочленение прогиба со складчатой юной) также развиты стратиграфические, литологические и тектонически экранированные залежи. В Терско-Кумской НТО преобладают сложнопостроенные месторождения, приуроченные чаще всего к линейным складкам зоны сочленения прогиба со складчатой областью Большого Кавказа. Всего в пределах провинции открыто более 230 месторождений. В Ставропольской области открыты только газовые и газоконденсатные месторождения. В Азово-Кубанской области газовые и газоконденсатные месторождения, а в Терско-Кумской области -нефтяные.
9.4. Прикаспийская нефтегазоносная провинция
Располагается в пределах Прикаспийской низменности на территории Российской Федерации и Казахстана. В тектоническом отношении приурочена к Прикаспийской синеклизе. Общая площадь 500 тыс. км2.
Осадочный чехол сложен породами палеозоя, мезозоя и кайнозоя. Максимальная толщина пород палеозоя достигает 13 км, мезозоя - 4,5 км и кайнозоя - 3,5 км. В разрезе преобладают терригенные отложения. Решающим фактором определяющим строение и нефтегазоносность этой провинции является наличие в разрезе соленосных отложений кунгурского яруса нижней перми. Этим комплексом разрез делится на подсолевой и надсолевои структурный этажи. В иадсолевом структурном этаже широко развиты соляные купола. Выделяются две нефтегазоносные области Южно-Прикаспийская и Восточно-Прикаспийская, а также три самостоятельных нефтегазоносных района. В пределах Южно-Прикаспийской области продуктивны нижнесреднекарбоновые, верхнепермские-триасовые и юрско-нижнемеловые отложения.
Дня провинции характерно исключительное разнообразие локальных структур - брахиантиклинали и валообразные поднятия по бортам синеклизы, сводовые поднятия (по подсолевому комплексу), многочисленные (около 1700 ) солянокупольные структуры, вплоть до структур огромной площади и высоты соляных штоков (до 8-9 км). К подсолевому комплексу приурочено крупнейшее Астраханское газоконденсатное месторождение, Тенгизское нефтяное месторождение. В Восточно-Прикаспийской области с подсолевым комплексом связаны нефтяные месторождения. Однако, наиболее продуктивны подсолевые отложения. К этому комплексу приурочены крупнейшие месторождения -Карачаганакское газоконденсатное, нефтяные Жанажол и Кенкияк. Всего открыто более 100 месторождений.
9.5. Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция
Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция располагается в пределах одноименной равнины и юго-западной акватории Карского моря. Общая площадь 1,6 млн. км2.
В тектоническом отношении это Западно-Сибирская эпигерцинская плита, платформенный чехол, который сложен юрскими и меловыми терригенными отложениями. Ниже залегают отложения широкого стратиграфического диапазона - от верхнего докембрия до триаса, выделяемые в промежуточный структурный этаж. Толщина этого этажа достигает 5 км, а юрско-мелового комплекса - 10 км. В пределах провинции выделяются четыре области - Северная, Центральная, Южная и Восточная, из которых последняя изучена слабо. В разрезе выделяются две глинистые региональные покрышки (верхнеюрско-валанжинская и туронско-палеогеновая) по площади развития соизмеримые с территорией провинции. Большинство залежей антиклинальные, сводовые пластовые или массивные, реже встречаются антиклинальные литологически и стратиграфически ограниченные, количество залежей стратиграфического и литологического типов невелико.
В распределении месторождений нефти и газа наблюдается определенная закономерность: нефтяные месторождения (Самотлорское, Салымское и др.) развиты в Широтном Приобье, с запада, юга и юго-востока полукольцом распространены газовые и нефтегазовые месторождения залежи в которых приурочены как к юрским, так и меловым отложениям; на севере огромные запаса природного газа приурочены к сеноманскому комплексу (Медвежье, Ямбургское, Уренгойское и др. газоконденсатные месторождения). Среди месторождений необходимо отметить Салымское нефтяное месторождение, своеобразие которого заключается в том, что одна из залежей приурочена к баженовской свите (верхняя юра' - низы валанжина). Баженовская свита сложена черными и буровато-черными глинисто-кремнистыми породами, характеризующимися высоким содержанием свободного кремнезема ( в среднем 29,5%) и органического вещества (в среднем 22,5%). Коллекторами являются зоны развития листовато-трещиноватых пород. Месторождения газа открыты н на шельфе Карского моря (Русановское и Ленинградское газоконденсатные месторождения). Открыто несколько залежей нефти и газа в отложениях промежуточного структурного этажа. Всего в Западно-Сибирской провинции открыто более 350 месторождений, из которых число нефтяных и газонефтяных месторождений вдвое больше газовых.
9.6. Баренцево-Карская нефтегазоносная провинция
Охватывает акваторию Баренцева моря и северо-восточную акваторию Карского моря (рис. 52). Провинция является естественным продолжением Тимано-Печорской провинции. Осадочный чехол сложен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями, суммарная толщина которых в центральной части провинции достигает 7 км.
Геологическое строение провинции изучено слабо, тем не менее в пределах провинции уже открыто несколько газовых и газоконденсатных месторождений, в числе которых гигантское Штокмановское газоконденсатное месторождение. Продуктивные горизонты приурочены к мезозойской части разреза.

9.7. Лено-Тунгусская нефтегазоносная провинция
Провинция охватывает большую часть Сибирской платформы (за исключением системы мезозойских прогибов и впадин на севере и востоке платформы, относимых к Енисей-Хатангской и Лено-Вилюйской провинциям). Площадь провинции более 2,8 млн. км2.
В строении осадочного чехла принимают участие отложения рифея, венда, палеозоя и триаса. По составу и характеру строения разреза выделяются три структурных яруса - рифейский, венд-среднепалеозойский и верхнепалеозойско-триасовый. Максимальная мощность осадочного чехла достигает 10 км в наиболее погруженной северной части Тунгусской синеклизы.
На территории провинции выделяется 11 нефтегазоносных областей, часть из которых приурочена к антеклизам (Алданская, Анабарская, Непско-Ботуобинская, Байкитская), к синеклизам и впадинам (Северо-Тунгусская, Саяно-Енисейская, Прибайкальская, Западно-Вилюйская), к седловинам и региональным ступеням (Катангская, Ангаро-Ленская, Южно-Тунгусская).
В венд-нижнекембрийской части разреза на площади около 1 млн. км2 (южная половина Сибирской платформы) присутствует галогенно-карбонатная толща, являющаяся региональной покрышкой. Подсолевая часть разреза подразделяется на два комплекса - венд-рифейский и венд-нижнекембрийский с которыми и связаны разведанные запасы и перспективы.
В пределах неякутской части территории провинции открыто около 20 месторождений нефти и газа. Это, как правило, очень сложные по строению месторождения, приуроченные к брахиантиклинальным структурам, имеющим блоковое строение. Наиболее крупными являются Верхнечонское, Юрубченское нефтегазоконденсатные, Ковыктинское газоконденсатное месторождение.
Верхнечонское месторождение, расположенное непосредственно на административной границе между Республикой Саха (Якутия) и Иркутской областью, приурочено к одноименному куполовидному поднятию в пределах Непско-Пеледуйского свода. Характерно наличие большого количества разрывных нарушений, затрагивающих весь разрез осадочного чехла. Продуктивные горизонты приурочены к терригенным горизонтам венда и карбонатным породам нижнего кембрия. Месторождение многопластовое, выделяется девять залежей. Неисключено, что Верхнечонское месторождение и Тымпучиканское, расположенное на территории Республики Саха, представляют собой единое месторождение.

9.8. Енисей-Хатангская нефтегазоносная провинция
Енисей-Хатангская провинция расположена на северо-западной «раине Сибирской платформы. В тектоническом отношении приурочена I Енисей-Хатангскому прогибу. Осадочный чехол сложен карбонатными рифейско-кембрийскими, карбонатно-соленосно-терригенными палеозойскими и терригенными мезозойскими отложениями. В пределах прогиба бурением вскрыты только верхнепалеозойские и мезозойские сложения суммарная толщина которых достигает 10 км.
В пределах красноярской части территории провинции открыто 11 газовых и газоконденсатных месторождений, промышленные залежи которых приурочены к средневерхнепермским и меловым отложениям, месторождения приурочены к локальным структурам, в большинстве своем многозалежные. Залежи в нижнемеловых горизонтах содержат нефтяные оторочки.
9.9. Охотская нефтегазоносная провинция
Включает нефтегазоносные бассейны о-ва Сахалин, западного побережья п-ва Камчатка и шельф Охотского моря. Площадь около 1,2 млн.км2. Выделяются две нефтегазоносные области - Сахалинская и Охотско-Камчатская.
Осадочный чехол Сахалинской области сложен верхнемеловыми, палеогеновыми и неогеновыми отложениями. Максимальная мощность осадочного чехла достигает 10 км. Разрез сложен терригенными, осадочно-вулканогенными своеобразными терригенно-кремнисто-лиатомовыми породами. В пределах области выделяется три района -Северный, Центральный и Юго-Западный. В Северном районе открыто 49 месторождений нефти и газа. В Центральном районе - 2 месторождения. Все месторождения приурочены к локальным брахиантиклиналям, часто имеющим сложное блоковое строение. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям среднего-верхнего миоцена и плиоцена. Большая часть месторождений многопластовые, количество продуктивных пластов на месторождении достигает 22 (Сабинское).
Охотско-Камчатская область охватывает ряд небольших по размерам прогибов западного побережья Камчатки и шельф Охотского моря. Перспективы нефтегазоносности этой области связаны с палеогеновыми и неогеновыми терригенными и вулканогенно-осадочными породами. На ряде разведочных площадей западного побережья Камчатки получены притоки газа с конденсатом (до 11 тыс. м3/сутки).

9. 10. Притихоокеанская нефтегазоносная провинция
Провинция включает несколько небольших по площади разрозненных впадин и прогибов на территории Чукотского полуострова и Камчатки -Анадырской впадины, Пенжинского, Хатырского, Ильпинско-Карагинского, Восточно-Камчатского прогибов и Восточно-Камчатской зоны поднятий. Суммарная площадь их составляет около 150 тыс. км2. Осадочный чехол сложен мел-кайнозойскими терригенными и осадочно-вулканогенными отложениями. Суммарная толщина в отдельных из этих регионов достигает 6-7 км. В Анадырской впадине открыто два небольших месторождения газа и газоконденсата; в Хатырском прогибе - нефтяное и газовое месторождения. В остальных регионах установлены нефте- и газопроявления разного масштаба. Геологическое строение прилегающей части шельфа практически неизучено.
Нефтегазоносные провинции и области стран СНГ
На территории стран СНГ выделяются Южно-Каспийская, Амударьинская и Днепрово-Припятская нефтегазоносные провинции и нефтегазоносные области: Предкарпатская, Причерноморско-Крымская, Грузинская, Северо-Устюртская, Сурхан-Вахшская, Ферганская и Чу-Сарысуйская (рис. 52).
9.11. Южно-Каспийская нефтегазоносная провинция
Провинция в тектоническом отношении приурочена к крупной области прогибания, включающей Южно-Каспийскую впадину и Куринский межгорный прогиб и охватывает акваторию Южного Каспия и сопредельные районы суши западной Туркмении, Азербайджана и востока Грузии. Одна из самых древних областей добычи нефти - в древние времена добыча нефти велась из колодцев. Площадь провинции составляет 260 тыс. км .
Осадочный чехол сложен мезозойским и кайнозойскими отложениями. Максимальная толщина мезозойского разреза достигает 13 км, а кайнозойского -12 км. Разрез представлен преимущественно терригенного морского генезиса отложениями (суммарная доля карбонатных пород не превышает 10%). Основной нефтегавоносный комплекс - продуктивная толща плиоценового возраста. Это мощная толща (более 4000 м) сложного переслаиваниям песков и глин с прослоями гравелитов и конгломератов.
Весьма характерным является широкое развитие
брахиантиклинальных структур, осложненных диапиризмом и грязевым вулканизмом. Наиболее широко распространены залежи пластового сводового типа, преимущественно тектонически экранированные. Реже встречаются литологические и стратиграфические залежи. Большая часть месторождений многозалежные, содержащие залежи в интервале глубин от 80 до 5000 м. Число залежей достигает 30-40 (месторождения Балаханы, Сураханы, Биби-Эйбат и др.). Всего открыто более ПО месторождений, из них свыше 70 нефтяные.
В пределах провинции впервые в СССР были разведаны и разрабатывались месторождения на шельфе. Всего на шельфе открыто около 20 месторождений, большая часть из которых нефтяные и газонефтяные. На шельфе Каспийского моря разведаны залежи на глубинах свыше 5 км.
9.12. Амударьинская нефтегазоносная провинция
Амударьинская нефтегазоносная провинция расположена в пределах центральной и восточной частях Туркмении и западного Узбекистана. Общая площадь более 360 тыс. км2. В тектоническом отношении провинция занимает юго-восточную часть Туранской плиты, в пределах которой расположены Амударьинская синеклиза и Предкопетдагский краевой прогиб. Осадочный чехол сложен терригенными, галогенными и карбонатными отложениями юры, мела и кайнозоя, общей толщиной до 6 км. Ниже залегает промежуточный комплекс, сложенный пермо-триасовыми вулканогенно-осадочными породами, толщина которого достигает 8-9 км.
В осадочном чехле выделяется четыре основных продуктивных комплекса: - терригенный нижнесреднеюрский с небольшими газовыми месторождениями, карбонатный верхнеюрский с соленосной покрышкой с газовыми месторождениями; - нижнемеловой терригенный комплекс с региональной глинистой покрышкой, с этим комплексом связаны залежи Шатлыкского, Байрам-Алинского газовых месторождений, а также крупного Дайлетабадского газового месторождения, приуроченного к гидродинамической ловушке; - нижневерхнемеловой терригенный комплекс, с этим комплексом связаны залежи крупнейшего Газлинского газового месторождения. Всего в пределах этой провинции открыто свыше 70 месторождений, из которых 12 по запасам относятся к категории уникальных.
9.13. Днепровско-Припятская нефтегазоносная провинция
Располагается на территории Белоруссии, Украины и Российской Федерации. В тектоническом отношении включает Припятский прогиб и Днепровско-Донецкую впадину, разделяющие Украинский щит и Воронежскую антеклизу. Общая площадь 100 тыс.км2.
Осадочный чехол сложен верхнедокембрийскими, палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Максимальная толщина палеозойских отложений 9 км, толщина отложений мезозоя - 1,3 км, кайнозоя - 0,6 км. В разрезе преобладают терригенные породы. Решающую роль в формировании структуры осадочного чехла играют продольные разломы и соленосные толщи девонского и пермского возрастов. Весьма характерно несовпадение структурных планов подсолевого и надсолевого комплексов.
Продуктивные горизонты приурочены к средневерхнедевонским подсолевым, верхнедевонским межсолевым,
нижнесреднекаменноугольным - нижнепермским и верхнепермским -мезозойским отложениям.
Месторождения приурочены к локальным структурам, залежи пластовые сводовые, массивные, чаще всего стратиграфически и тектонически экранированные. В западной части провинции преобладают нефтяные месторождения, в юго-восточной части - газовые месторождения. Всего открыто около 140 месторождений, в основном мелких и средних по размерам. Наиболее крупное - Шебелинское газовое месторождение, основные продуктивные горизонты которого имеют пермский возраст.
9.14. Предкарпатская нефтегазоносная область
Является частью Предкарпатско-Балканской провинции и на территории Украины охватывает одноименный прогиб. Площадь 20 тыс.км2.
Осадочный чехол сложен мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Разрез сложен преимущественно терригенными образованиями морского генезиса. В неогеновой части разреза присутствуют соленосные горизонты.
Для Предкарпатского прогиба весьма характерна сложная многоярусная чешуичато-надвиговая структура, которая к тому же осложняется проявлениями соленой тектоники.
Основные продуктивные горизонты приурочены к карбонатным отложениям верхней юры и терригенным миоценового возраста.
Месторождения чаще всего приурочены к антиклинальным структурам сложного строения, осложненными надвиговыми дислокациями, отдельные месторождения приурочены к моноклиналям и эрозионным выступам. Всего в пределах прогиба открыто более 50 месторождений нефти и газа. С месторождения Дашава были построены первые в СССР магистральные газопроводы.

9.15. Причерноморско-Крымская газонефтеносная область
Охватывает территорию Крымского полуострова и прилегающие акватории Черного и Азовского морей. В тектоническом отношении приурочена к эпигерцинской Скифской плите и продолжению структур Северо-Кавказской провинции, расположенных в акватории Азовского моря.
Осадочный чехол сложен мезозойскими и кайнозойскими отложениями, суммарная мощность которых в наиболее прогнутой части достигает 7 км. Продуктивные горизонты приурочены к нижнемеловой и палеогеновой частям разреза.
Месторождения приурочены к пологим брахиантиклиналям и своеобразным складкам диапирового строения, где роль ядра протыкания играют глинистые породы майкопской свиты. При этом большинство нефтяных месторождений связано с диапировыми складками.
Всего в пределах области открыто более 20 месторождений нефти и газа, причем преобладают газовые и газоконденсатные месторождения.
9.16. Грузинская нефтеносная область
Охватывает большую часть территории Республики Грузии. В тектоническом отношении приурочена в Закавказскому срединному массиву, в пределах которого в мезозойских и кайнозойских отложениях открыто несколько нефтяных месторождений.
Месторождения приурочены к узким асимметричным складкам, осложненных разрывными нарушениями надвигового типа. Всего открыто около 10 месторождений.
9.17. Северо-Устюртская нефтегазоносная область
Располагается в юго-западной части Казахстана и северо-западной части Узбекистана. Площадь 240 тыс. км2. В тектоническом отношении приурочена к Северо-Устюртской синеклизе. Осадочный чехол сложен терригенными, терригено-карбонатными и карбонатными отложениями палеозойского, мезозойского и кайнозойского возраста, суммарной толщиной около 10 км. Нефтегазоносны мезозойские и кайнозойские отложения.
Продуктивные горизонты находятся в юрской и палеогеновой частях разреза. Месторождения приурочены к локальным структурам бортовых частей синеклизы. На севере синеклизы открыты газовые месторождения, а на юге - нефтяные. Всего открыто около 10 месторождений.

9.18. Сурхан-Вахшская нефтегазоносная область
Расположена в пределах Узбекистана и Таджикистана. Площадь 70 тыс. км2. В тектоническом отношении приурочена к северной части Афгано-Таджикской впадины. Суммарная толщина разреза достигает 15 км, который сложен карбонатными и терригенными породами; отложения верхней юры соленосны. Геологическое строение сложное, что обусловлено широким развитием надвигов большой амплитуды и интенсивным проявлением соляной тектоники.
Месторождения нефти и газа установлены в верхнеюрских, меловых и палеогеновых отложениях, при этом нефтяные месторождения приурочены к палеогеновым отложениям, а газовые - меловым и верхнеюрским. По размерам все месторождения небольшие. Всего открыто около 20 месторождений.
9.19. Ферганская нефтегазоносная область
Большая часть территории НТО находится в Узбекистане, меньшая - в Тажджикистане и Киргизии. Площадь - 38 тыс. км2. В тектоническом отношении приурочена к одноименной межгорной впадине.
Осадочный чехол сложен терригенными и карбонатными породами мезозоя и кайнозоя, суммарной толщиной до 10 км. В пределах впадины широко развиты локальные линейные складки, осложненные, как правило, надвигами.
Продуктивные горизонты приурочены к юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой частям разреза. Отложения неогена и палеогена - нефтеносны, а отложения мела и юры - газоносны. Все месторождения по запасам относятся к категории мелких и средних. Всего открыто около 30 месторождений нефти, газа и газоконденсата.
9.20. Чу-Сарысуйская газоносная область
Расположена в юго-восточной части Казахстана и приурочена к одноименной синеклизе. Площадь около ISO тыс. км2.
Осадочный чехол сложен средневерхнепалеозойскими, толщиной около S км, и мезозойско-кайнозойскими отложениями, толщиной в несколько сот метров. Средневерхнепалеозойская часть разреза сложена карбонатными и терригенно-карбонатными породами; в верхнедевонской - нижнекаменноугольной части разреза присутствует мощная толща соленосных пород (до 800 м).
Продуктивные горизонты приурочены к верхнедевонским, каменноугольным и пермским отложениям. Месторождения связаны с локальными брахиантиклиналями и даипировыми складками. Всего в пределах области открыто три газовых месторождения.
ГЛАВА 10. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ ЗАРУБЕЖНЫХ СТРАН
10.1. ЕВРОПА
По геологическому строению территория Западной Европы расчленяется на два крупных тектонических элемента: Западно-Европейскую эпипалеозойскую платформу и Альпийский складчатый пояс -рис. 53).

Рис. 53.
Схема тектонического я нефтегеологического районирования Европы (по Н. Ю.Успенской).
1 - выходы докембрийского кристаллического фундамента; 2 - области развития каледонской складчатости; 3 - области развития герцинской складчатости; 4 - области развития альпийской складчатости; 5 - нефтегазоносные территории (мезозойско-кайнозойский чехол эпипалеозойской платформы); 6 - зона регионального разлома.
Нефтегазоносные провинции: 1 - Североморскэ-Германская; 2 - Парижская; 3 -Аквитанская; 4 - Бакская; S - Адриатическая Италийская; 6 - Паннонская; 7-Мизийская; 8 - Предкарпатская; 9 - Трансильванская; 10 - Предальпийская.
В пределах платформы выделяются Северо-Германская, Парижская, Аквитанская, Мизийская и Бакская провинции. Парижская провинция приурочена к внутриплатформенной впадине; остальные приурочены к синеклизам, располагающимся по окраинам платформы. К альпийским краевым прогабам приурочены Предальпийская и Предкарпатская провинции.
Разрез наиболее крупной Северо-Германской провинции, значительная часть территории которой располагается в пределах шельфа Северного I моря, сложен палеозойскими, мезозойскими и кайнозойскими1 отложениями, суммарная толщина которых достигает 12-15 км.
Месторождения нефти и газа установлены в широком стратиграфическом диапазоне от верхнего карбона до мела. При этом в отложениях юры и мела преобладают нефтяные месторождения, а в отложениях верхнего карбона-триаса - триасовые. В числе наиболее крупных месторождений - месторождения газа Слохтерен на территории Нидерландов, нефтяное месторождение Экофиск в Северном море. Всего в пределах этой провинции открыто около 600 месторождений, при этом количество нефтяных месторождений на несколько десятков больше, чем газовых
В пределах Аквитанской провинции, разрез которой сложен мезозойско-кайнозойскими отложениями, располагается одно из
крупнейших в Европе газовых месторождений-Лак. В пределах отсальных провинций Европы открыты, в основном, средние и мелкие по размерам месторождения нефти и газа.
Общее количество месторождений на этом континенте в середине 90-х годов превышало 1000.
10.2. СЕВЕРНАЯ АМЕРИКА
Основной тектонический элемент Северной Америки - Северо-АмерИканская платформа с Канадским кристаллическим щитом в пределах платформы выделяется ряд крупных тектонических элементов, контролирующих размещение нефтегазоносных провинций и областей (рис.54)
Во внутренней части платформы выделяются палеозойские нефтегазаносные провинции, в пределах которых обособляются нефтегазоносные области, связанные с тектоническими элементами: со сводовыми поднятиями Цинцинатти, Центральный Канзас и др.; с внутриплатформенными впадинами Иллинойс, Мичиган, Пермский бассейн. В зонах сочленения платформы со складчатыми поясами выделяются палеозойская Аппалачская на востоке и палеозойская-мезозойская Скалистых гор на западе. На юго-западе континента выделяется провинция Галф-Кост (Мексиканский залив), представляющая собой развивающуюся с нижнего мезозоя пассивную континентальную окраину Североамериканского континента. На Тихоокеанском побережье
Северный Ледовитые океан


Рис. 54. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Северной Америки (по Ю.Н.Успенской).
1 - выходы докембрийского кристаллического фундамента, 2 - область развития каледонской складчатости, 3 - область развития герцинской складчатости, 4 - области развития мезозойско-кайнозойской складчатости Кордильер, 5 - нефтегазоносные территории Североамериканской платформы, 6 - межгорные впадины кордильерского складчатого пояса.
Нефтегазоносные провинции и области: 1 - прогиб Колвилл; 2 - бассейн Бофорта -Маккензи; 3 - впадина Альберта; 4 - синеклиза Уиллистон; 5 - межгорные впадины Скалистых гор; 6 - Внутренняя западная провинция; 7 - Пермская впадина; 8 - свод Бенд; 9 - выступ Азарк; 10 - впадина Иллинойс; 11 - впадина Мичиган; 12 - свод Цинцинатти; 13 - Предаппалачский прогиб; 14 - провинция Мексиканского залива; 15 -Приатлантическая провинция; 16 - Калифорния; 17 - залив Кука.
выделяется Калифорнийская провинция альпийского возраста. На п-ве Аляска выделяются две провинции - палеозойско-мезозойская -Арктического склона (впадина Колвилл) и кайнозойская Залива Кука на Тихоокеанском побережье полуострова.
Североамериканский континент отличается наиболее высокой степенью разведанности.
Здесь известны месторождения в отложениях от кембрия до плиоцена, приуроченные к самым разнообразным ловушкам в пределах крупных внутриплатформенных впадин и поднятий, в зонах сочленения платформы со складчатыми областями, разнообразных межгорных впадин и современных пассивных и активных континентальных окраин. В качестве примера крупного свода можно привести Цинциннатский свод, длина которого 1000 км, а ширина до 400 км. Месторождения приурочены к локальным брахиантиклиналям и зонам выклинивания песчаников. Основные продуктивные горизонты сосредоточены в ордовичской и силурийской частях разреза. Одной из богатейших внутриплатформенных структур является Пермская впадина. Площадь ее 365 тыс. км2. Месторождения приурочены к локальным структурам и ловушкам стратиграфического и литологического типов. Основные продуктивные горизонты сосредоточены в пермской и карбоновой частях разреза. Всего здесь открыто более 5,5 тыс. месторождений. Западно-Канадская нефтегазоносная провинция является типичным примером структуры зоны сочленения древней платформы со складчатой областью. Здесь месторождения приурочены к локальным структурам, зонам выклинивания и рифовым постройкам; в зоне сочленения прогиба со складчатой зоной широко развиты месторождения, связанные с надвиговыми дислокациями; на восточном борту прогиба известны крупнейшие в мире залежи тяжелых нефтей и мальт (месторождения Атабаска, Вабаска и др.), с запасами 120 млрд. т. Нефтегазоносная провинция Мексиканского залива являет собой пример нефтегазоносности пассивной континентальной окраины, продолжающей свое развитие. Ее эволюция начинается с пермо-триасового периода. Стратиграфический диапазон нефтегазоносности - от верхнеюрских до четвертичных отложений. Число продуктивных горизонтов превышает 100. Месторождения приурочены к локальным структурам, диапировым куполам, к ловушкам стратиграфического и литологического типов. Большое количество месторождений открыто в акватории Мексиканского залива (около 500). В числе крупнейших месторождений этой провинции нефтяное месторождение Ист-Тексас, второе по размерам в США (начальные извлекаемые запасы около 800 млн.т.). Предполагается, что это месторождение будет разрабатываться в течение почти 100 лет; к началу 90-х годов на месторождении было добыто более 600 млн.т. нефти (начало добычи 1933 г.).
На западном побережье континента располагаются многочисленные кайнозойские межгорные впадины, продуктивные горизонты в которых приурочены к миоценовым и плиоценовым осадкам. На юге п-ва Аляска располагается нефтегазоносная область залива Кука, генетически связанная с продолжающей свое развитие активной континентальной окраиной. Месторождения нефти и газа здесь открыты как на материковой части, так и в акватории залива.

В США открыто крупнейшее на северном полушарии нефтяное месторождение Прудо-Бэй (провинция Арктического склона Аляски). Месторождение приурочено к антиклинали, срезанной поверхностью несогласия (рис. SS). На месторождении выявлено три залежи в интервале глубин 2050-3200 м в отложениях пермо-карбона, триаса и нижнего мела. Извлекаемые запасы нефти на месторождении оцениваются в 1,3 млрд.м3.







Рме. 55 Схематический разрез месторождения Пру до-Бей (Габриэлянц, 1984). 1 - нефть; 2 - газ; 3 - вода; 4 - поверхность стратиграфического несогласия.
10.3. ЮЖНАЯ АМЕРИКА
Большая часть южноамериканского континента занята древней Южно-Американской платформой (рис. 56). На западе и северо-западе в зоне сочленения платформы с альпийской складчатой областью Анд развита система предгорных впадин (Предандийский краевой прогиб). На востоке развиты бассейны Приатлантической пассивной континентальной окраины.
Предандийский краевой прогиб регионально нефтегазоносен. Месторождения нефти и газа установлены практически во всех впадинах, начиная от Магелланова бассейна на юге до Оринокского на северо-востоке. Диапазон нефтегазоносности от девона до неогена. Наиболее богатый бассейн - Оринокская впадина. Осадочный чехол сложен меловыми - четвертичными отложениями. Продуктивные горизонты приурочены к олигоцен-миоценовым отложениям. Месторождения приурочены к самым разнообразным ловушкам: платформенным брахиантиклиналям, линейным антиклиналям на границе со складчатой областью, грязевым диапировым структурам, зонам выклинивания и стратиграфическим ловушкам. Продуктивные горизонты залегают на
[Глубинах от 85 до 5000 м и более. Количество залежей в пределах месторождений достигает 100. Начальные разведанные запасы нефти
[приближаются к 1,5 млрд.т, а газа - к 1 трлн. м3. Вдоль южной границы


Рис. 56. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Южной Америки
1 - выходы пород кристаллического фундамента; 2 - массивы, сложенные докембрийскими образованиями; 3 - внутриплатформенные впадины Южно-Американской платформы; 4 - области погружения эпипалеозойской Патагонской платформы; 5 - области мезозойско-кайнозойской складчатости Анд; 6 -Предандийский прогиб; 7 - бассейны, связанные с эволюцией континентальных окраин континента.
' Нефтегазоносные провинции и области: 1- Среднеамазонская, 2 - Мараньонская, 3 - Паранская, 4 - Оринокская, 5 - Венесуэльско-Колумбийская, 6 - Верхнеамазонская, 7 -Центрально-Предандийская, 8 - Маракаибская, 9 - Прибрежно-Карибская, 10 -Баррейриньяс, 11- Сержипи-Алагоас, 12 - Эспирито-Сантос-Кампос.
бассейна протягивается нефтеносный "Пояс Ориноко" - зона скопления тяжелой нефти (плотность более 0,98 г/см3) площадью около 32000 км2. Этот пояс связан с меловыми и палеоген-неогеновыми песчаниками. Запасы тяжелой нефти и битумов около 100 млрд. т. Весьма перспективен шельф атлантического побережья этой впадины. Здесь уже открыто несколько месторождений, в том числе одно гигантское в заливе Пария.
На северо-западе континента располагается межгорная впадина Маракаибо, один из богатейших нефтегазоносных бассейнов мира. Осадочный чехол впадины сложен мезозойско-кайнозойскими отложениями. Скопления нефти распространены по всему разрезу: от коры выветривания фундамента до олигоцен-миоценовых отложений. Основные продуктивные горизонты приурочены к меловой - миоценовой части разреза.
В бассейне преобладают, залежи стратиграфического типа, связанные с
^^ несогласным залеганием олигоценовых отложений.
Характерной особенностью Маракаибского бассейна является его преимущественная нефтеносность. В бассейне находится гигантская нефтяная площадь Боливар (3,5 тыс. км2), объединяющая несколько месторождений (рис. 57). Эти залежи приурочены к пологой моноклинали с патологическими, стратиграфическими и тектонически экранированными ловушками. Геологические запасы этой площади оцениваются более чем в 4 млрд. т нефти.

Рис. S7. Профильный разрез месторождения Боливар - Коастал. По Е.Менчеру, 1963 г.
1 - залежи нефти, 2 - песчаники, 3 - поверхности согласия.
В пределах внутриплатформенных впадин Бразилии и Аргентины преобладают небольшие по размерам месторождения нефти и газа, которые приурочены к отложениям юры, мела и палеогена.
Весьма велики ресурсы нефти и газа в бассейнах, генетически связанных с эволюцией атлантической пассивной континентальной окраины Южной Америки. Эти бассейны сложены преимущественно мезозойскими отложениями, в меньшей степени кайнозойскими и палдеозойскими. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям верхней юры, нижнего, верхнего мела и палеогена. Месторождения открыты как на континентальной части этих бассейнов, так и в пределах акваторий. В пределах бразильской части шельфа (бассейн Эспириту-Санту) открыто, к примеру, одно из крупнейших в Бразилии нефтяных месторождения (Гарупа).
Всего в пределах континента к началу 90-х годов было открыто более 1 тыс. месторождений.
10.4. АФРИКА
Этот огромный континент, площадью более 30 млн. км , до 50-х годов нашего столетия оставался, с позиций оценки нефтегазоносное™, по-существу белым пятном. В конце 40-х годов разведанные запасы нефти в Африке составляли всего 200 млн. т.
Большая часть территории континента занята Африканской докембрийской платформой. Основные нефтегазоносные территории развиты по периферии этой платформы. На севере континента выделяется Северо-Африканская плита. В зоне сочленения плиты с герцинской складчатой зоной Атласа располагается Предатласский прогиб. По западной, южной и восточным перифериям континента развиты осадочные бассейны пассивных континентальных окраин. В центральной части Африканской платформы находятся разрозненные осадочные бассейны, приуроченные, как правило, к грабенам палеозойского заложения (рис. 58).
Северо-Африканская плита сложена мощным (до 10-12 км) комплексом палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений. В разрезе преобладают терригенные породы. Месторождения установлены в очень широком стратиграфическом диапазоне - от небольших нефтяных месторождений в породах кристаллического фундамента до эоцена. Основные промышленные скопления нефти и газа в пределах плиты приурочены к кембрийским и пермо-триасовым отложениям. Региональной покрышкой контролирующей основные запасы является глинисто-соленосная толща триаса. Типы залежей самые разнообразные: пластовые сводовые, массивные, стратиграфические и литологические. В качестве примера можно привести крупнейшие месторождения Северной Африки - нефтяное Хасси-Месауд и газоконденсатное Хасси-Рмель. Месторождение Хасси-Мессауд (рис. 33) приурочено к крупному куполовидному поднятию, в пределах которого терригенные породы кембрия и ордовика несогласно перекрываются соленосными триасовыми отложениями. Продуктивные горизонты приурочены к кембрийско-ордовичской части разреза. Начальные извлекаемые запасы оценивались в 720 млн. т. Месторождение Хасси-Рмель также приурочено к куполовидному поднятию, в пределах которого нижнепалеозойские отложения со стратиграфическим несогласием перекрываются толщей терригенных триасовых пород, содержащей пласты ангидрита. Продуктивные горизонты приурочены к триасовой части разреза. Запасы около 2 трлн. м3.
Вдоль западного атлантического побережья Африки протягивается цепочка нефтегазоносных бассейнов, генетически связанных с пассивной континентальной окраиной - от Мавритано-Сенегальского на севере до Намибийского на юге. Продуктивные горизонты в этих бассейнах приурочены к мезозойским и кайнозойским отложениям. Только в Гано-




Рис. 58. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Африки.
1 - выходя кристаллических пород древней Африканской платформы и области с небольшой толщиной осадочного чехла; 2 - герцинская складчатая область; 3 -складчатая система Атласа; 4- области погружения докембрийского фундамента; 5 -осадочные бассейны, связанные с эволюцией континентальных окраин африканского континента
Основные нефтегазоносные бассейны: 1 - Сирт, 2 - Западно-Ливийский, 3 -Восточно-Алжирский, 4 - Центрально-Алжирский, 5 - впадины Катар, 6 - Мавритано-Сенегальский, 7 - Гано-Дагомейский, 8 - Нижненигерийский, 9 - Габоно-Конго-Ангольский, 10 - Намибийский, 11 - Мозамбикский, 12 - Восточно-Танганьинский, 13 -Сомалийский, 14 - Суэцкого грабена.

Дагомейском бассейне продуктивные горизонты к палеозойским (кембрий, силур, девон) отложениям. Всего в пределах этих бассейнов к 90-тым годам было открыто около 300 месторождений нефти и газа.
Богатейшим на атлантическом побережье Африки нефтегазоносным бассейном является Нижненигерийский, приуроченный к мезозойско-кайнозойским отложениям палеодельты р. Нигер. В пределах этого бассейна открыто около 200 месторождений, в том числе более 40 в акватории Гвинейского залива. Месторождения приурочены к брахиантиклиналям внутри концентрически располагающихся сбросовых чешуй, опущенных в сторону океана. Дебиты нефти на морских скважинах достигают 2500 т/су т.
В расположенных южнее нефтегазоносных бассейнах на характер нефтегазоносности существенно влияет присутствие в разрезе мощного нижнемелового соленосного комплекса. Месторождения приурочены к крупным валообразным поднятиям, осложненным соляной тектоникой.
Нефтегазоносные бассейны выделяются и вдоль восточного побережья континента (рис. 58).
10.5. БЛИЖНИЙ И СРЕДНИЙ ВОСТОК
Страны Ближнего и Среднего Востока (Иран, Ирак, Саудовская Аравия, Кувейт и др.) обладают крупнейшими запасами нефти. Здесь сосредоточено более 65% разведанных мировых запасов нефти (более 65 млрд. т).
Главными тектоническими элементами являются Аравийская платформа и, расположенный в зоне сочленения платформы с альпийскими складчатыми системами Загрос и Тавр, Предзагросский прогиб (рис. 59).
Осадочный чехол восточного склона Аравийской платформы сложен отложениями палеозоя, мезозоя и кайнозоя. В разрезе преобладают карбонатные породы. Продуктивные горизонты установлены в пермских, триасовых, юрских и меловых отложениях. Основными продуктивными толщами являются карбонатная толща Араб (верхняя юра) и песчаная толща Бурган (нижний мел). Именно эти толщи являются продуктивными, соответственно, на месторождениях Гхавар и Большой Бурган. Это крупнейшие на планете нефтяные месторождения с разведанными запасами более 10 млрд. т в каждом. Месторождение Гхавар приурочено к крупному валу протяженностью 240 км и амплитудой до 400 м (рис. 60). Основные запасы приурочены к двум горизонтам толщи Араб; залежи сводовые массивные. Начальные извлекаемые запасы более 10 млрд. т нефти. Месторождение Большой Бурган приурочено к крупной брахиантиклинали амплитудой около 300 м. Основные запасы приурочены к песчаникам нижнего мела; залежи пластовые сводовые. Начальные извлекаемые запасы нефти также превышают 10 млрд. т. В пределах восточного склона этой платформы преобладают нефтяные месторождения.
Предзагросский прогиб состоит из нескольких впадин, протягивающихся с северо-запада на юго-восток перед складчатыми сооружениями Гавра и Загросса. В строении разреза прогиба принимают участи преимущественно карбонатные отложения палеозоя, мезозоя и кайнозоя, толщиной до 12 км. Продуктивные горизонты присутствуют











Рис. 59. Схема тектонического строения нефтегазоносного бассейна Персидского залива.
1 - Нубийско-Аравийский щит; 2 - Альпийская складчатая система Загросс; 3 -склоны Нубийско-Аравийского щита с маломощным осадочным чехлом; 4 -Аравийская плита; 5 - Предзагросский прогиб.
Цифрами обозначены нефтяные месторождения с извлекаемыми запасами нефти более 1 млрд. т.
1 - Гхавар, 2 - Большой Бурган, 3 - Сафания-Хафджи, 4 - Киркук, 5 - Румайла, б -Абкайк, 7 - Манифа, 8 - Марун, 9 - Агаджари, 10 - Катиф, 11 - Гечсаран, 12- Раудатайн.

Рис. 60. Месторождение Гхавар (по Нестерову и др. 1975).
а - структурная карта по кровле горизонта D свиты Араб; б - геологический разрез.
практически во всем вскрытом бурении разрезе, кроме, отложений плиоцена.
Наибольшее количество месторождений в пределах этого прогиба открыто в Южно-Иранской впадине. Основные выявленные ресурсы нефти приурочены к карбонатной толще Асмари (миоцен-олигоцен). Все месторождения-гиганты открытые здесь приурочены к линейным складкам, длиной до 50-60 км и более. В числе этих месторождений Агаджари, Гечсаран, начальные извлекаемые запасы нефти на каждом превышали 1 млрд. т нефти.
Рис 61. Профильный разрез месторождения Киркук (Справочник..., 1976).
В расположенной севернее Северо-Иранской впадине основные продуктивные горизонты приурочены к карбонатной толще эоцен-нижнемиоценового возраста. Здесь месторождения также приурочены к линейным антиклинальным складкам. Крупнейшее месторождение впадины - месторождение Киркук (рис. 61), начальные извлекаемые запасы которого превышали 2 млрд. т.

В пределах рассматриваемой территории открыто 31 уникальное нефтяное месторождение (с начальными извлекаемыми запасами более 300 млн. т. в каждом), с суммарными запасами 47,61 млрд. т. Всего открыто более 200 месторождений, среди которых резко преобладают нефтяные (газовых месторождений немногим более 20).
В 90-х годах в Катаре открыты крупнейшие месторождения газа, расположенные в акватории Персидского залива.
10.6. ЮГО-ВОСТОЧНАЯ АЗИЯ
В странах Юго-Восточной Азии (Индия, Индонезия, Малайзия, Бруней и др.) нефтегазоносные бассейны связаны с самыми разнообразными тектоническими элементами - Индо-Ганским предгорным прогибом, межгорными впадинами Индо-Китайского полуострова, шельфом и островными дугами Индокитайско-Яванского региона (рис. 62).

Рис. 62. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Юго-Восточной Азии.
1 - выходы кристаллических пород древней Индостанской платформы; 2 - области мезозойской складчатости; 3 - области альпийской складчатости; 4 - области погружения докембрийского фундамента, 5 - нефтегазоносные территории.
Основные нефтегазоносные провинции: 1 - Нижнеиндская, 2 - Индо-Гангская, 3 -Бенгальская, 4 - Индо-Цейлонский прогиб, 5 - Иравадийская, 6 - Суматринская, 7 -Северо-Яванская, 8 - Саравакская, 9 - Восточно-Калимантанская, 10 - впадины Кутай-Махакам.
Большая часть территорий нефтегазоносных бассейнов Индостанского полуострова, межгорных впадин Индокитая располагается в пределах материковой части, а в Индокитайско-Яванском регионе большая часть территории нефтегазоносных бассейнов располагается в акватории Южно-Китайского и Яванского морей.
Одним из крупных нефтегазоносных бассейнов Индостанского п-ва является Бенгальский, большая часть которого располагается в акватории Бенгальского залива. Осадочный чехол сложен позднепалеозойско-мезозойскими и кайнозойскими отложениями. Продуктивны кайнозойские отложения. В пределах Индокитайского п-ва наиболее крупным является Иравадийский бассейн, осадочный чехол которого сложен кайнозойскими отложениями. Большая часть месторождений в нефтегазоносных бассейнах этих двух п-вов относятся к категории мелких. Месторождения характеризуются большим количеством залежей (до 40). Всего в пределах этих бассейнов открыто около 100 месторождений.
Наиболее богатой в Индокитайском-Яванском регионе является Суматринская провинция, расположенная на о-ве Суматра и шельфе Южно-Китайского моря. Осадочный чехол сложен кайнозойскими отложениями. Основные продуктивные горизонты приурочены к миоценовой части разреза. Наиболее крупное месторождение - нефтяное месторождение Минас. Начальные извлекаемые запасы нефти более 1 млрд. т.
В северо-западной части о-ва Калимантан располагается Саравакская провинция, значительная часть территории которой располагается в пределах акватории Южно-Китайского моря, осадочный чехол представлен меловыми-кайнозойскими отложениями, суммарной толщиной до 15 км. Продуктивные отложения приурочены к миоценовым и плиоценовым песчаникам. Крупнейшим является нефтяное месторождение Сериа (Бруней), в котором выделяется более 20 пластовых сводовых залежей в интервале глубин 250-2700 м (рис. 39).
С 70-х годов резко активизировались поисково-разведочные работы на шельфе. Всего на шельфе этого региона открыто около 100 месторождений нефти и газа. В Малайзии и Брунее в 90-х годах более 80% годовой добычи газа приходилось на шельфовые месторождения.
Общее количество месторождений в пределах этого региона превышает 250.
К юго-восточному региону Азии относятся межгорные и предгорные впадины Японских островов. Все эти впадины выполнены терригенными и вулканогенно-осадочными отложениями палеогена и неогена. Основные продуктивные горизонты имеют миоценовый возраст. Все открытые месторождения нефти и газа небольшие по размерам. Наиболее крупное -газовое месторождение Ниигата. Газ находится в водорастворенном состоянии. Начальные извлекаемые запасы 70 млрд. м3.

10.7. ЦЕНТРАЛЬНАЯ АЗИЯ
В центрально-азиатском регионе (Китай,' Монголия) выделяются нефтегазоносные бассейны, связанные с синеклизами и впадинами, расположенными в пределах Китайской докембрийской платформы, с разновозрастными межгорными впадинами шельфом Восточно-Китайского, Южно-Китайского морей (рис. 63).

Рис 63. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Китая.
1 - области докембрийской складчатости; 2 - области палеозойской складчатости; 3
- области мезозойско-кайнозойской складчатости, 4 - нефтегазоносные бассейны.
Нефтегазоносные провинции и области: 1 - Таримская провинция, 2 - Джунгарская провинция, 3 - Турфанская область, 4 - Цайдамская область, 5 - Ордосская провинция, 6
- провинция Сунляо, 7 - Сычуаньская провинция, 8 -Северо-Китайская провинция, 9 - область залива Бохай, 10 - область Субэй, 11 - область Восточно-Китайского моря.
Осадочный чехол синеклиз и впадин, расположенных в пределах докембрийской платформы, сложен палеозойскими и мезозойским отложениями, суммарная толщина которых в отдельных впадинах достигает 10 км (Гуанси-Гуйчжоусская синеклиза). Основные продуктивные горизонты приурочены к пермским, триасовым и юрским отложениям.
К числу наиболее крупных нефтегазоносных провинций можно отнести: Гуанси-Гуйчжоусскую, Ордосскую, Сычуаньскую и Таримскую. Месторождения в большинстве своем мелкие и средние. В первых двух провинциях преобладают месторождения нефти. К середине 90-х годов в континентальной части было открыто 130 газовых и около 60 нефтяных месторождений.
В пределах шельфа Восточно-Китайского моря выделяются Северо-Тайваньская нефтегазоносная область и Сиамская нефтегазоносная провинция.
Северо-Тайваньская область включает северо-западную часть о. Тайвань и прилегающую акваторию Восточно-Китайского моря. Осадочный чехол сложен терригенными кайнозойскими отложениями, максимальная толщина которых достигает 7 км. Продуктивные горизонты приурочены к миоценовым отложениям. Месторождения нефтяные и газовые. По размерам месторождения мелкие.
Сиамская провинция расположена в акватории одноименного залива Южно-Китайского моря. Осадочный чехол сложен терригенными и карбонатными кайнозойскими отложениями. Продуктивные горизонты приурочены к олигоцен-миоценовым отложениям. Всего открыто около 50 месторождений нефти и газа. По размерам месторождения мелкие и средние.
10.8. АВСТРАЛИЯ И НОВАЯ ЗЕЛАНДИЯ
Большая часть территории Австралийского континента занимает докембрийская платформа.
Нефтегазоносные бассейны выделяются в пределах центральной части докембрийской платформы, в восточной части континента в области развития палеозойского складчатого основания и на западном, северном и юго-восточном побережьях материка и смежном шельфе (рис. 64).
Наиболее крупный бассейн на материковой части расположен на востоке и приурочен к синеклизе Большого Артезианского бассейна, осадочный чехол которой сложен верхнепалеозойскими-мезозойскими терригенными отложениями, суммарной толщиной до 7 км. Продуктивные горизонты приурочены к пермской, триасовой и нижнеюрской частям разреза.
Нефтегазоносные бассейны приурочены к прибрежным равнинным и прилегающим частям шельфа развиты на северном (Бонапарт-Галф), на западном (Карнарвон, Перт) и юго-восточном (Гинсленд) побережьях континента. Развитие всех этих бассейнов связано с эволюцией пассивных континентальных окраин Австралии. Осадочный чехол сложен мезозойс-

Рис. 64. Схема тектонического и нефтегеологического районирования Австралии.
1 - выходы кристаллических пород древней Австралийской платформы; 2 - области развития палеозойской складчатости; 3 - области погружения докембрийского фундамента; 4 - области погружения палеозойского складчатого фундамента; 5 -нефтегазоносные бассейны связанные с эволюцией континентальных окраин.
Нефтегазоносные бассейны: 1 - Перт, 2 - Карнарвон, 3 - Бонапарт-Галф, 4 - Арафур,
5 - Амадиес, 6 - Большой Артезианский, 7 - Гипсленд.
кими и кайнозойскими отложениями, в бассейнах западного побережья развиты также и палеозойские отложения. Продуктивные горизонты приурочены к отложениям триаса, юры, мела и эоцена-олигоцена. Месторождения во всех этих бассейнах открыты как на суше, так и на шельфе. По размерам месторождения мелкие и средние.
На территории Новой Зеландии выделяется нефтегазоносный бассейн, расположенный на юго-западном побережье острова (Таранаки). Осадочный чехол сложен палеогеновыми отложениями, толщиной свыше
6 км. Бассейн продолжается в акватории Тасманова моря. Месторождения открыты как на суше, так и в акватории.
ГЛАВА 11. НЕФТЕГАЗОНОСНОСТЬ РЕСПУБЛИКИ САХА (ЯКУТИЯ)
Поисково-разведочные работы на нефть и газ на территории PC (Я) имеют уже более чем 60-летнюю историю. Впервые положительная оценка перспектив нефтегазоносности Западной Якутии была дана академиками А.Д.Архангельским и КСШатским в 1929-1932 гг. В течение 30-50-х годов объектом поисков нефти и газа являлись кембрийские отложения на северном склоне Алданской антеклизы и в Березовской впадине. Первые притоки нефти в Якутии были получены в 1937 г. из колонковых скважин, пробуренных на левом берегу р. Туолба в 120 км выше ее впадения в р. Лена, В.М.Сенюковым, впоследствие ставшим видным советским геологом-нефтяником. Всего в течение этих лет на указанныой территории было пробурено свыше сотни неглубоких колонковых и 10 глубоких разведочных скважин глубиной от 500 до 2500 м. Во многих скважинах были зафиксированы нефтегазопроявления разного характера и масштаба. На Русскореченской площади в 1953 г. был получен аварийный выброс природного газа с ориентировочным дебитом до 100 тыс. м3/сут.
В 30 - 50 годы поисково-разведочные работы на нефть и газ проводились также на крайнем северо-западе республики и в низовьях р. Оленек и были ориентированы на пермские и триасовые отложения. На п-ве Нордвик в те годы было открыто 4 небольших месторождения нефти (2 из них на территории нашей республики). На Южно-Тигянском месторождении был получен приток нефти до 15 м3/сут. В течение 1949-1952 гг. на этом месторождении из скв.102-Р было добыто 1800 т нефти -это была первая якутская нефть.
В начале 50-х годов поисково-разведочные работы были переориентированы на мезозойские отложения восточной части Сибирской платформы. 15 октября 1956 г. из скв. 1 на Таас-Тумусской площади, в 20 км выше впадения р.Вилюй в р. Лена, ударил мощный фонтан природного газа (по приблизительным оценкам около 4 млн. м3/сут.). Так было открыто первое промышленное месторождение природного газа в Якутии.
С 60-х до середины 80-х годов на территории республики велись интенсивные поиски месторождений нефти и газа. В конце 80-х - начале 90-х объемы геофизических и буровых поисково-разведочных работ на территории республики резко упали.
К настоящему времени на территории республики открыто 32 месторождения нефти и газа, из них 11 - в Вилюйской синеклизе и центральной части Предверхоянского прогиба, а 21 - в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы (НБА) и Предпатомского прогиба.
По оценке группы специалистов во главе с академиком А.Э.Конторовичем начальные сырьевые ресурсы (НСР) углеводородов Республики Саха оцениваются в 20,1 млрд. т условных углеводородов, в том числе нефти - 9,4 млрд. т, свободного природного газа - 9,4 трлн. м3, газа растворенного в нефти - 0,7 трлн. м3, конденсата - 0,6 млрд. т. Извлекаемые ресурсы нефти составляют 2,4 млрд. т, свободного газа - 9,4 трлн. м3.
Степень опоискованности НСР по перспективным на нефть и газрегионам республики крайне неравномерная и в целом очень низкая. Наиболее высока она в НБА, где разведанные геологические ресурсы составляют 40% от НСР, в Вилюйской синеклизе - 17%, в Предверхоянском прогибе - 4%, в Предпатомском - 0,5%. По всем остальным перспективным на нефть и газ территориям республики запасы относятся к категории прогнозных.
Столь низкая степень опоискованности НСР обусловлена невысокой изученностью территории сейсморазведочными методами и глубоким бурением. Плотность сейсморазведочных работ по перспективным на нефть и газ регионам республики колеблется в пределах 0,004 - 0,415 пог. км/км2 (средняя 0,117 пог. км/км2), плотность глубокого бурения - 0,02-9,39 пог. м/км2 (средняя 1,34 пог. м/км2).
Наибольшая плотность сейсморазведки и глубокого бурения в пределах НБА (0,415 и 9,39 соответственно) и Вилюйской синеклизы (0,325 и 5,99 соответственно).
Нефтяные и газовые месторождения республики располагаются в пределах Непско-Ботуобинской, Предпатомской и ЛеноВилюйской нефтегазоносных областей (рис. 65, 66).
НЕПСКО-БОТУОБИНСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (НБГО)
В пределах якутской части территории НБНГО, выделяемой в объеме Непско-Ботуобинской антеклизы, к настоящему времени открыто 18 газонефтяных, нефтегазоконденсатных, нефтегазовых и газовых месторождений. Степень изученности этих месторождений разная - на некоторых из них разведка завершена, большинство же из открытых месторождений находятся на разных стадиях изученности.
Открытые в пределах НБНГО залежи нефти и газа и нефтегазопроявления приурочены к терригенно-карбонатным отложениям венда и галогенно-карбонатным отложениям нижнего кембрия.
В терригенно-карбонатном разрезе венда выделяются терригенные продуктивные горизонты (снизу вверх): вилючанский, талахскии, улаханский, хамакинский, харыстанский и ботуобинский.
Вилючанский продуктивный горизонт приурочен к базальным слоям разреза венда (бетинчинская и хоронохская свиты). Установлен в пределах юго-восточной части Вилючанской седловины (Верхневилючанское и Вилюйско-Джербинское месторождения) и юго-восточной части Непско-



70
58°
Пеледуйского свода (Тапаканское месторождение, Нижнехамакинская площадь). Отложения бетинчинской и хоронохской свит в пределах рассматриваемой территории, по-видимому, сохранились только в пределах достаточно узких трогов в кристаллическом фундаменте. Такой грабен достаточно четко фиксируется, по данным глубокого бурения, например.в пределах Талаканского месторождения (скв. 827, 804). * Характер распространения данного горизонта на территории НБНГО, в . силу приуроченности отложений к отрицательным элементам поверхности кристаллического фундамента, сложный. Вилючанский горизонт сложен разнозернистыми кварцевыми песчаниками с прослоями гравелитов, алевролитов и аргиллитов. ФЕС пород-коллекторов по площади невыдержаны. Общая мощность горизонта меняется в широких пределах (от 0 до 150 м), причем, градиенты изменения мощности достигают 8м/км и более.
Талахский продуктивный горизонт приурочен к разрезу одноименной свиты. В пределах НБНГО распространен более широко, чем вилючанский продуктивный горизонт. Он распространен в пределах Непско-Пеледуйского свода и протягивается в северо-восточном направлении вдоль восточного склона Мирнинского выступа (Таас-Юряхская площадь) и замещается непроницаемыми породами на западе Вилючанской седловины. Талахский горизонт сложен разнозернистыми, часто грубозернистыми, слабо отсортированными песчаниками с высоким содержанием глинистого цемента. ФЕС пород-коллекторов по площади невыдержаны. Общая мощность до 75 м.
Улаханский продуктивный горизонт приурочен к арылахской пачке курсовской свиты, которая залегает на породах кристаллического фундамента и распространена в виде достаточно узкой полосы от северной части Среднеботуобинского месторождения на северо-восток до Иреляхского месторождения. Улаханский продуктивный горизонт залегает непосредственно под ботуобинским и отделяется от него незначительной по толщине аргиллитовой перемычкой, составляя в отдельных случаях (Иреляхское месторождение) единую гидродинамическую систему. Мощность улаханского горизонта не превышает 10 - 11 м. Горизонт сложен кварцевыми песчаниками с меняющимся по площади количеством и составом (глинистый, карбонатный, ангидритовый) цементом. ФЕС пород-коллекторов высоки и выдержаны по площади.
Хамакинский продуктивный горизонт приурочен к нижнепаршинской подсвите и распространен в пределах Непско-Пеледуйского свода и прослеживается вдоль восточного склона Мирненского выступа (Хотого-Мурбайская площадь). Мощность хамакинского горизонта достигает 40 м. Представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники характеризуются слабой сортировкой обломочного материала и высоким содержанием глинистого цемента. Характерно присутствие в разрезе горизонта отложений, связанных с мутьевыми потоками, -хлидолитоподобных пород, характеризующихся полным отсутствием сортированное™ обломочного материала (Нижнехамакинская пл., скв. 846). ФЕС песчаников невыдержаны по площади и породы-коллекторы с достаточными ФЕС присутствуют в разрезе горизонта, по-видимому, в виде линзовидных тел, мощность которых не превышает 10 м.
Харыстанский продуктивный горизонт приурочен к одноименной свите и распространен в пределах Вилючанской седловины и простирается на юго-западный (Буягинская площадь) и, возможно, на юго-восточный склоны Сунтарского поднятия. ЛиТОлогически горизонт представляет собой серию линзовидных песчаниковых тел, мощностью до 30 м, залегающих в алеврито-глинистой толще харыстанской свиты. ФЕС песчаников в пределах этих линз невыдержаны - наряду со слабопроницаемыми песчаниками выделяются песчаники с высокими ФЕС
Ботуобинский продуктивный горизонт приурочен к нижнебюкской подсвите и характеризуется наибольшим площадным распространением в пределах НБНГО. Ботуобинский горизонт прослеживается непрерывной полосой от Талаканской площади на юго-востоке до северного склона Мирнинского выступа. Наибольшие мощности (30-35 м) горизонта фиксируются в пределах Среднеботуобинского месторождения, до 28 м достигает мощность горизонта в пределах Чаяндинской площади. Горизонт сложен преимущественно хорошо отсортированными кварцевыми песчаниками, содержащими на различных участках своего распространения прослои алевролитов и аргиллитов. В преобладающем объеме это пляжные пески, на отдельных участках баровые тела и переслаивающиеся на других участках с более глубоководными алеврито-глинистыми отложениями. Количество алеврито-глинистых пород в разрезе горизонта возрастает в целом при движении на юго-восток. ФЕС пород-коллекторов ботуобинского горизонта высокие и снижаются при движении в сторону Предпатомского прогиба.
В галогенно-карбонатном разрезе венда - нижнего кембрия выделяются (снизу вверх): телгеспитская пачка, юряхский и осинский продуктивные горизонты.
Телгеспитская продуктивная пачка приурочена к верхнебюкской подсвите и выделяется в пределах Вилючанской седловины и центральной части Мирнинского выступа (Среднеботуобинская площадь) - доломиты, известковистые доломиты и известняки, интенсивно трещиноватые и кавернозные. Промышленных притоков в пределах рассматриваемой НТО из этой пачки не получено, но отмечены притоки газа и интенсивные поглощения при проходке этого интервала разреза. ФЕС пород-коллекторов крайне невыдержаны.
Юряхский продуктивный горизонт приурочен к верхней части разреза одноименной свиты и содержит два-три пласта (Ю-I, Ю-П и Ю-Ш). Юряхский горизонт прослеживается в пределах Вилючанской седловины и в зоне сочленения седловины с Мирнинским выступом. Мощность горизонта. 41-46 м. Сложен в различной степени доломитизированными известняками и доломитами, пористыми, кавернозными и трещиноватыми. ФЕС пород-коллекторов невыдержаны.
Осинский продуктивный горизонт приурочен к билирской свите и характеризуется широким площадным распространением в пределах данной НТО. Горизонт сложен в различной степени доломитизированными известняками и доломитами, часто водорослевыми и микрофитолитовыми. Породы кавернозно-порово-трещинные, при этом доля этих составляющих в общей емкости пустотного пространства резко меняется по площади и по разрезу. Общая мощность горизонта меняется в пределах 25-80 м. При этом значительные колебания мощности горизонта фиксируются в пределах разведочных площадей. Так, на Среднеботуобинской площади мощность горизонта изменяется от 25 м на севере до 60 м на юге. В пределах горизонта выделяется два пласта 0-1 и О-П, приуроченные, соотвественно, к верхнебилирской и нижнебилирской подсвитам и существенно различающиеся по литологическому составу. Нижний пласт О-П сложен преимущественно плотными микритовыми доломитами и известковистыми доломитами, обычно ангидритизированными и глинистыми. Мощность этого пласта очень выдержана по площади (20-25 м). Пласт O-I в основном сложен доломитизированными спаритовыми известняками и доломитами, водорослевыми и микрофитолитовыми разностями этих же пород. Породы этого пласта более кавернозны и трещиноваты по сравнению с породами пласта О-Н. За счет присутствия в разрезе пласта фитогенных и водорослевых банок фиксируются существенные колебания мощности пласта - от 22 до 55 м. ФЕС пород невыдержаны по площади и по разрезу: от пород с невысокой емкостью и низкой проницаемостью до пород с открытой пористостью более 20% и проницаемостью до нескольких сотен миллидарси.
; :. Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение
Месторождение приурочено к Среднеботуобинской брахиантиклинали северо-восточного простирания, которая, расположена в наиболее приподнятой части Мирнинского выступа. Брахиантиклиналь осложнена разрывными нарушениями, делящими структуру на ряд тектонических блоков (рис. 67). Амплитуда разрывных нарушений до 30 м. Размер брахиантиклинали 75x80 км. Структура имеет обширный плоский свод. Амплитуда поднятия по кровле продуктивного ботуобинского горизонта
76' 120' 13

Рис. 66. Нефтяные и газовые месторождения Якутии.
1 - Иреляхское газонефтяное, 2 - Северо-Нелбинское газовое, 3 - Нелбинское нефтегазовое, 4 - Маччобинское нефтегазовое, 5 - Иктехское нефтегазовое, 6 -Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное, 7 - Таас-Юряхское нефтегазовое, 8 -Верхневилючанское газовое, 9 - Вилюйско-Джербинское нефтегазовое, 10 -Чаяндинское нефтегазоконденсатное, 11 - Талаканское газонефтяное, 12 - Алинское газонефтяное, 13 - Тымпучиканское нефтегазовое, 14 - Хотого-Мурбайское газовое, 15 - Отраднинское газоконденсатное, 16 - Бысахтахское газоконденсатное, 17 -Средневилюйское газоконденсатное, 18 - Толон-Мастахское газоконденсатное, 19 -Соболох-Неджелинское газоконденсатное, 20 - Бадаранское газовое, 21 - Бадаранское газовое, 21 - Нижневилюйское газовое, 22 - Среднетюнгское газоконденсатное, 23 -Андылахское газовое, 24 - Нижнетюкянское газовое, 25 - Усть-Вилюйское газоконденсатное, 26 - Собо-Хаинское газовое, 27 - Южно-Тигянское нефтяное, 28 -Оленбкское природных битумов.

50 м. Промышленная нефтегазоносность месторождения связана с карбонатными отложениями осинского и терригенными коллекторами ботуобинского и улаханского горизонтов.
Газонефтяная залежь осинского горизонта приурочена к кавернозно-пористым доломитам и известнякам, залегающим в кровле подсолевого комплекса под мощной толщей каменных солей юрегинскои свиты нижнего кембрия. Глубина залегания залежи 1450-1550 м. В связи со сложным характером распространения пород-коллекторов строение залежи во многом пока не ясно. Горизонт представлен двумя пластами -0-1 и О-П. Мощность пласта 0-1 колеблется в пределах месторождения от 22 на севере до 54 м на юге структуры. Эффективная мощность пласта изменяется от 0 до 13,4 м и какой-либо закономерности изменения установить пока не имеется возможности. Пласт О-И характеризуется более выдержанной мощностью и строением, мощность его 18-24 м, мощность нефтегазонасыщенной части пласта обычно составляет 4-7 м, достигая в отдельных скважинах 11 м. Породы-коллекторы отсутствуют только в северном блоке месторождения. Коэффициент открытой пористости изменяется в пределах 10-20%, газопроницаемость достигает 0,043 мкм2.Притоки газа достигают 717 тыс. м3/сут. Максимальный дебит нефти 8-10 м3/сут. (скв. 25). Пластовое давление в залеже ниже гидростатического и составляет 13,9-15,8 МПа, пластовая температура +8°С.
Основная нефтегазовая залежь приурочена к преимущественно кварцевым песчаникам ботуобинского горизонта. Песчаники серые и светло-серые, мелко-среднезернистые, с редкими маломощными прослойками алевролитов и аргиллитов.
Наибольшая мощность горизонта (до 33 м) отмечена в южной присводовой части структуры. Максимальные мощности развиты в юго-восточной части структуры. В северо-западном направлении идет их постепенное уменьшение, и в екв. 1 и 24 песчаники почти полностью выклиниваются из разреза. Открытая пористость пород-коллекторов изменяется в пределах 12-19%. Абсолютная проницаемость достигает 2,5 мкм2.
Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Покрышкой является пачка ангидритизированных доломитов. Глубина залегания залежи 1875-1925 м. Высота газовой части залежи в своде структуры 16-20 м. На 80% своей площади газовая залежь подстилается нефтяной оторочкой. В сводовой части структуры центрального тектонического блока (1) мощность нефтенасыщенных пород не превышает 4-5 м и увеличивается к юго-восточной части блока до 10-16 м. Размеры залежи 52x12-17 км. Пластовое давление в залежи составляет 14-14,4 МПа, что ниже условного гидростатического, пластовая температура также аномально низкая: +12-14°С.Рабочие дебиты газа колеблются в пределах 31-715 тыс. м3/сут. Дебиты нефти - 15-130 м3/сут.
Нефтегазовая залежь в ботуобинском горизонте установлена также на восточном крыле структуры (IV). Залежь пластового типа, тектонически экранированная. Высота залежи более 20 м. Нефтенасыщенные мощности изменяются от 2,2 до 10 м, газонасыщенные - до 3,2 м. размеры залежи 18x3-5 км.
В северном блоке месторождения (III) в ботуобинском горизонте открыта газовая залежь с маломощной, по-видимому, нефтяной оторочкой. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Высота ее около 30 м. Размеры залежи 30х5-10 км. Мощность газонасыщенной части изменяется от 2 до 5,4 м.
Газовые залежи в ботуобинском горизонте установлены также в блоках V и VI.
Газовые залежи в улаханском и талахском горизонтах открыты в северном блоке месторождения. Залежь в песчаниках улаханского горизонта пластового типа с элементами литологического контроля. Размеры залежи 10х6 км, высота около 26 м. Мощность газонасыщенных пород колеблется от 3,5 до 5,4 м.

Таас-Юряхское нефтегазовое месторождение

Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинали, расположенной в 12-15 км к востоку от Среднеботуобинского месторождения. Брахиантиклиналь имеет северо-восточное простирание, раздроблена разрывными нарушениями того же простирання на 10 блоков. Размеры структуры по отражающему горизонту КВ 35-38хl9-23 км, амплитуда 35-40 м.
Основной продуктивный горизонт - ботуобинский. Мощность горизонта колеблется от первых метров в северной части структуры до 39 м в южиой (рис. 68). Коэффициент открытой пористости песчаников ботуобинского горизонта достигает 19%, среднее значение - 14,5%, газопроницаемость - до 2,29 мкм2.


Рис. 67. Разрез продуктивных горизонтов Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения.
Залежи нефти и газа установлены в 9 тектонических блоках, которые различаются по размерам, по фазовому составу и степени разведанности. Глубины залегания залежей 1914-1984 м.
Наиболее крупная газовая залежь с нефтяной оторочкой установлена в блоке 1. Это пластовая сводовая, тектонически экранированная залежь, размеры которой 19х5-10 км. Высота залежи 48 м. Мощность газонасыщенной части 2,7-27 м н нефтенасыщенной - 4,6-11,5 м. Дебиты газа до 582 тыс. м3/сут.
Газовые залежи с нефтяными оторочками установлены также в блоках II, III, IV, VI, VII, VIII и IX. Все залежи пластовые, тектонически экранированные. Залежь IV с элементами литологического экранирования. Наиболее крупные из них приурочены к блокам III и VII. Эффективные мощности газонасыщенных коллекторов изменяются от первых метров до 22 м, а нефтенасыщенных - от первых метров до 9 м. Дебиты газа до 143 тыс. м3/сут, нефти - до 50 м3/cyт.
Промышленные притоки газа получены также в блоке V (скв. 562).
Пластовые давления в залежах 13,9-14,6 МПа, пластовые температуры - +9-11,2°C.
В северо-западной части месторождения разведаны три небольшие залежи газа в нижнезалегающем талахском горизонте. Коллекторами являются песчаники, открытая пористость которых достигает 25%, а газопроницаемость - до 0,165 мкм2. Залежи пластовые с элементами тектонического и литологического контроля. Размеры их не установлены.
Промышленный приток газа получен также из отложений осинского горизонта на юго-западе структуры.

Верхневилючанское газовое месторождение

Месторождение приурочено к одноименной брахиантиклинале, расположенной в пределах Верхневилючанской седловины, по которой происходит сочленение Непско-Ботуобинской антеклизы и Сунтарского поднятия. По отражающему горизонту «КВ» структура имеет амплитуду 225-250 м и размеры по замкнутой изогипсе -2075 32х65 км. По кровле пласта 10-I (юряхская свита) по изогипсе -1400 м ее размеры составляют 44хЗ 1 км. Брахиантиклиналь осложнена серией разрывных нарушений северо-восточного и субширотного простираний, которые делят структуру на 9 блоков, из которых 7 контролируют промышленные залежи нефти и газа. Амплитуда разрывных нарушений колеблется от первых десятков метров до 50 м. Нефтегазовые залежи установлены в карбонатных коллекторах юряхского горизонта, газоконденсатные в песчаниках харыстанского и вилючанского горизонтов (рис. 69).


Рис. 68. Разрез ботуобинского горизонта Таас-Юряхского нефтегазового месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Основные залежи связаны с юряхским горизонтом, в составе которого выделяется два пласта (Ю-I и Ю-II), которые характеризуются различным распространением по площади месторождения. Породы-коллекторы представлены кавернозно-пористыми известняками и доломитами. Покрышкой служит пачка глинисто-карбонатных пород, мощностью до 40 м. Суммарная мощность горизонта по площади месторождения изменяется от 58 до 63 м. Эффективная мощность пласта Ю-I достигает 9 м, а пласта Ю-II - 17 м. Открытая пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 4-21 %, абсолютная проницаемость не превышает 0,028 мкм2.
Блоковое строение месторождения обусловливает разное гипсометрическое положение газожидкостных контактов по блокам, разные соотношения эффективных толщин нефте - и газонасыщенных частей пласта.
Залежи пласта Ю-I в блоках III, V, VI, VII и VIII газовые с нефтянымыми оторочками, а в блоке VII - нефтяная. Залежи сводовые пластовые, тектонически экранированные. Высоты залежей по блокам изменяются от 75 до 150 м. Залежи залегают в интервале глубин 1560-1710 м. Степень разведанности залежей по блокам различная - в некоторых блоках контакты установлены условно. Дебиты газа достигают 360 тыс. м3/сут., а дебиты нефти - до 14 м3/сут., при этом в некоторых блоках, где по дaнным ГИС выделяются нефтенасыщенные пласты, притоков нефти в процессе испытаний получено не было. Пластовые давления 15,8-16,7 Мпа, пластовые температуры +6-80С.
Залежи пласта Ю-II в блоках III, V, VI, VII иVIII газовые с нефтяными оторочками, в блоке VIа - нефтяная. Залежи сводовые пластовые, тектонически экранированные. Высоты залежей по блокам изменяется от 17 до 62 м. Залежи залегают в интервале глубин 1710-1755 м. Cтeпень разведанности залежей по блокам также неравномерная - в большинстве блоков газожидкостные контакты установлены условно. Дебиты газа достигают 175 тыс.м3/сут., а дебиты нефтн - 16,8 м3/cyт. В большинстве блоков притоков нефти в процессе испытания получено не было, хотя по данным ГИС нефтенасыщенные пласты выделяются уверенно. Пластовые давления незначительно превышают 16 МПа, пластовые температуры - + 80С.
Залежь харыстанского горизонта приурочена к песчаникам, залегающим в средней части харыстанской свиты. Горизонт представлен толщей переслаивания песчаников с прослоями алевролитов и аргиллитов. Мощность горизонта в пределах месторождения колеблется от 5 до 30 м. Эффективные газонасыщенные мощности достигают 12,4 м (скв. 623). Характер распространения пород-коллекторов горизонта по площади месторождения сложный и определяется замещением коллекторов непроницаемыми и слабопроницаемыми породами; на северо-западе месторождения отложения горизонта эродированы вплоть до полного размыва (скв. 610). Породы горизонта залегают в интервале глубин 2180-2325 м. Значения коэффициента открытой пористости изменяются от 5 - 6 до 10 - 11%, в отдельных случаях до 16 - 18%. Абсолютная проницаемость достигает 0,290 мкм2. Залежи в пределах этого горизонта пластовые сводовые, литологически и тектонически экранированные. Промышленные притоки газа (до 280 тыс.м3/сут,) получены только в пяти скважинах (608, 616, 619, 623 и 125-03) из 12 скважин, в которых проводились испытания. Значения пластовых давлений по разным тектоническим блокам изменяются от 17,1 до 18,3 МПа, пластовые температуры - от +11,5 до +15,50С. Газожидкостные контакты не установлены. На современной стадии изученности месторождения залежи этого горизонта отнесены к непромышленным.
Залежь вилючанского горизонта выявлена в восточной части площади (блок III). Горизонт выделяется в объеме бетинчинской и хоронохской свит. Горизонт сложен кварцевыми песчаниками мелко среднезернистыми, в нижней части разреза присутствуют rpавелиты. Горизонт залегает на породах кристаллического фундамента и его толщина в пределах площади месторождения колеблется в весьма широких пределах от 0 (скв. 603) до 110 м (скв. 606). Породы горизонта залегают в интервале глубин 2550-2670 м. Открытая пористость существенно изменяется по разрезу от первых единиц до 17%, абсолютная проницаемость до 0,117 мкм2. В скв. 611, 614 и 636 получены промышленные притоки газа (до 360 тыс. м3/сут.). Пластовое давление 17,6 МПа, пластовая температура - + 17,3оС.

Вилюйско-Джербинское нефтегазовое месторождение

Месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной в пределах Вилючанской седловины, восточнее Верхневилючанского месторождения. По отражающему горизонту «КБ» эта структура представляет собой брахиантиклиналь северо-западного npocтирания с размерам 23х12 км и амплитудой 250 м. Структура в сводовой части осложнена разрывным нарушением северо-восточного простирания, делящим ее на два блока. Залежи приурочены к карбонатным породам-коллекторам юряхского горизонта и к песчаникам вилючанского горизонта (рис. 70).


Рис. 69. Разрез продуктивных горизонтов Верхневилючанского газового месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

К юряхскому горизонту приурочена нефтегазовая залежь. В составе горизонта выделяются два пласта Ю-I и Ю-II. Породы-коллекторы представлены кавернозно-пористыми и трещиноватыми доломитами. Горизонт перекрывается глинисто-карбонатными породами. Пласты Ю-I и Ю-II имеют мощности, соответственно, 10,3-15,6 и 21,8-24,4 м. Более выдержан по площади месторождения пласт 10-II. Преобладают значения коэффициента открытой пористости 14-16%, газопроницаемость до 0,3 мкм2. Залежь пластовая сводовая, тектонически экранированная. Высота газовой части залежи до 140 м. Глубина залегания залежи - 1388-1532 м Промышленные притоки получены в обоих блоках. Дебиты газа до 300 тыс. м3/cyт., нефти - 6-10 м3/сут. Пластовые давления 16,1-16,3 MПа, температуры - +70С.
Газовая залежь приурочена к вилючанскому горизонту, сложенному кварцевыми песчаниками. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2386-2578 м. Высота залежи в юго-восточном блоке 170 м, а северо-западном – 63 м. Притоки газа до 160 тыс.3/сут. Пластовые давления 17,3-17,7 МПа, температура - +220С.
Промышленные притоки газа получены из карбонатных пород телгеспитской пачки бюкской свиты, бесюряхской и кудулахской свит венда.

Иреляхское газонефтяное месторождение

Месторождение находится по окраине г. Мирного и приурочено к одноименной локальной структуре, расположенной на северном склоне Мирнинского выступа. Иреляхская структура представляет собой брахиантиклиналь северо-восточного простирания, осложненную серией малоамплиryдных разрывных нарушений субдолготного простирания. Выделяются западный, центральный и восточный блоки. Общие размеры структуры 21х5 км с амплитудой до 40 м.
Газонефтяные залежи приурочены к ботуобинскому и улаханскому горизонтам, разделенным в пределах месторождения 2-5 метровой пачкой глинистых пород (рис. 71). Ботуобинский и улаханский горизонты сложены преимущественно песчаниками, открытая пористость которых изменяется в пределах 7-18%, газопроницаемость в целом высокая - преобладают значения 0,1-0,6 мкм2. Разрезы горизонтов отличаются высокой однородностью литологического состава: коэффициент песчанистости в пределах западного блока составляет 0,95 - 1,0. Наиболее крупные залежи приурочены к западному блоку.


Рис. 70. Разрез продуктивных горизонтов Вилюйско-Джербинского нефтегазового месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Залежь в ботуобинском горизонте газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2110-2198 м. Размеры залежи 9х3,9 км. Высота залежи 61м. Высота газовой шапки 24 м, высота нефтяной части залежи 37 м. Эффективная мощность коллекторов ботуобинского горизонта изменяется в пределах от 4,8 до 15,4 м. Наибольшая газонасыщенная толщина 10,5 м, а нефтенасыщенная - 13,6 м. Дебиты газа до 214 тыс. м3/сут., нефти - до 125 м3/сут. Пластовое давление 15,1-15,8 Мпа, пластовая температура + 12-14°С.
Залежь в улаханском горизонте газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Глубина залегания залежи 2125-2180 м. Размеры залежи 8,2х3,2 км. Высота залежи 46 м, высота газовой шапки около 10 м, высота нефтяной части залежи 36 м. Эффективная мощность коллекторов улаханского горизонта изменяется в пределах от 7,4 до 12,7 м. Наибольшая газонасыщенная мощность 8,8 м, а нефтенасыщенная - 12,7 м. Дебиты газа до 201 тыс. м3/сут., нефти - до 78 м3/сут. Пластовое давление 15,7-16 МПa, пластовая температура +12-14°С.
Залежи в центральном блоке также газонефтяные, пластовые сводовые, тектонически экранированные. Залежи залегают на несколько меньших глубинах - 2082-2125 м. Разрезы залежей меньше, чем в западном блоке, высоты залежей в ботуобинском и улаханском горизонтах, соответственно, 54 и 44 м. Эффективные мощности также несколько меньше, чем в западном блоке. Пластовые давления и температуры такие же как и в западном блоке.
Промышленные притоки нефти и газа из ботуобинского горизонта были получены в скважинах, пробуренных и в восточном блоке. Установленные залежи недоразведаны.
Залежи в ботуобинском и улаханском горизонтах западного блока месторождения имеют одинаковые отметки ГНК и ВНК, что можно рассматривать как свидетельство принадлежности их к единой гидродинамической системе.
В конце 80-х - начале 90-х годов в периоды пиковых нагрузок газоснабжения г. Мирного периодически производился отбор газа из газовой шапки. В результате давление в газовой шапке улаханского горизонта снизилось с 15,8 до 14,8 МПa. Всего было отобрано около 240млн. м3 газа. С 1992 г. в опытно-промышленную эксплуатацию введены нефтяные залежи западного блока месторождения. В 1994 г. на месторождении была пробурена первая в республике скважина горизонтальной частью ствола в продуктивном горизонте (скв. 155-22).

Северо-Нелбинское газовое месторождение

Месторождение расположено в северной части Мирнинского выступа, в 10 км южнее г. Мирного и приурочено к одноименной брахиантиклинальной складке субдолготного простирания. Западное и восточное крылья складки осложнены разрывными нарушениями небольшой амплитуды. Размеры структуры по изогипсе -1775 м отражающего горизонта КВ составляют 7х3 км с амплитудой не более 25 м.
Промышленная залежь газа приурочена к песчаникам ботуобинского горизонта. Залежь пластового сводового типа. Глубина залегания залежи 2031-2083 м. Среднее значение коэффициента открытой пористости 11,5%, газопроницаемости - 0,3 мкм2. Эффективные мощности 8-10 м. Дебиты газа от 290 до 315 тыс. м3/сут., на шайбах 12-15 мм. Пластовое давление 14,7 МПа, температура + 10°С.
Небольшая залежь газа была также установлена в песчаниках улаханского горизонта.
Месторождение было введено в опытно-промышленную эксплуатацию в 1987 г. и подключено к действующему газопроводу для газоснабжения г. Мирного. Проведенными в 1993 г. сейсморазведочными работами было установлено более сложное строение залежи в ботуобинском горизонте (отсутствие коллекторов в центральной части ранее оконтуренной залежи).

Нелбинское нефтегазовое месторождение

Месторождение расположено в северной части Мирнинского выступа, в 5-10 км южнее Северо-Нелбинского месторождения.
Размеры структуры по замкнутой изогипсе -1725 м 22х7 км, амплитуда -60м.
Поисковой скв. 1241 установлена газоносность улаханского горизонта. Из интервала 1976-1982 м получен приток газа дубитом 146 тыс. м3/сут на шайбе 9 мм. Пластовое давление аномально низкое - 14,4 МПа. Промышленная ценность залежи подтверждена пробной эксплуатацией скважины.
При опробовании в процессе бурения ботуобинского горизонта и нижней части карбонатной толщи венда (скв. 1241, инт. 1920-1964 м) получен приток нефти дебитом 10 м3/сут при депрессии 1,3 МПа. При испытании ботуобинского горизонта в процессе бурения (инт.2001-2033 м) получен приток газа дебитом 100 тыс. м3/сут на шайбе 9,25 мм.
Месторождение недоразведано.

Маччобинское нефтегазовое месторождение

Месторождение расположено в северной части Мирнинского выступа, в 30 км юго-западнее Иреляхского месторождения, приурочено к одноименной приразломной брахиантиклинали северо-восточного простирания. С юго-востока структура ограничена Маччобинским разломом и осложнена разрывными нарушениями субмередионального простирания, делящими складку на несколько тектонических блоков. Амплитуды последних не превышают 20 м. Размеры структуры по изогипсе отражающего горизонта КВ -1775 м составляют 14,5х5 км при амплитуде 110 м. Залежи углеводородов установлены в отложении ботуобинского и улаханского горизонтов (рис. 72). Непромышленный приток газа получен из карбонатных пород осинского горизонта.


Рис. 71. Разрез продуктивных горизонтов Иреляхского газонефтяного месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Породы-коллекторы обоих горизонтов представлены песчаниками, Фильтрационно-емкостные свойства песчаников ботуобинского горизонта несколько выше, чем песчаников улаханского горизонта. Oткрытая пористость песчаников ботуобинского горизонта в среднем составляет 16%, а песчаников улаханского - 12%. Газопроницаемость песчаников ботуобинского горизонта достигает 1,24 мкм2 (среднее значение 0,66 мкм2), а песчаников улаханского - 0,6 мкм2 (среднее 0,28 мкм2).
Залежи, приуроченные к ботуобинскому горизонту, установлены в трех тектонических блоках структуры. Основная залежь в ботуобинском горизонте приурочена к наиболее приподнятому блоку (II). Залежь газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 12х5 км, высота залежи 47 м. Глубины залегания 2104-2155 м Эффективная мощность газонасыщенных пород составляет 2-5,6 м, нефтенасыщенных - 2-4 м. Максимальный дебит газа 269 тыс. м3/сут., нефти - 46 м3/cyт. Пластовое давление 15,4 МПа, пластовая температура + 11°С. Залежь в блоке I газонефтяная, в блоке III - газовая. Залежи недоразведаны.
Залежи, приуроченные к улаханскому горизонту, также установлены в трех блоках. Основная залежь в улаханском горизонте также приурочена к наиболее приподнятому блоку (II). Залежь газонефтяная, пластовая сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи 12х5 км, высота залежи 36 м. Глубины залегания - 2154-2190 м. Эффективная мощность газонасыщенных пород составляет 0,4-7,8 м, нефтенасыщенных - 1,2-9,2 м. Максимальный дебит газа 329 тыс. м3/сут., нефти -70 м3/сут, Пластовое давление 15,3 МПа, пластовая температура + 11 °С. Залежи в блоках I и III газонефтяные. Залежи недоразведаны.

Иктехское нефтегазовое месторождение

Месторождение расположено на восточном склоне Мирнинского выступа на границе с Вилючанской седловиной и приурочено к одноимённой брахиантиклинали северо-восточного простирания. Структура осложнена малоамплитудными разрывными нарушениями. Размеры структуры по кровле отражающего горизонта II - 40х13 км, амплитуда - 100 м.
Промышленные залежи установлены в юряхском горизонте, в составе которого выделяется три пласта (Ю-I, Ю-II, Ю-III), содержащих самостоятельные залежи. Эти пласты сложены кавернозно-поровыми доломитами и разделяются пачками плотных глинистых карбонатных пород. Залежь в пласте Ю-I пластовая сводовая с элементами тектонического и литологического контроля. Высота залежи 27 м, высота нефтяной части залежи 17 м. В газонефтяной зоне залежи эффективная мощность достигает 7 м. Дебит газа до 504 тыс. м3/сут., нефти - 13 м3/сут. Давление в залежи 15,1-15,3 МПа. Залежь пласта Ю-II пластовая сводовая, с элементами тектонического и литологического контроля. Дебиты газа незначительные. Давление в залежи 15,1-15,3 МПа. Залежь пласта Ю-III газовая пластовая сводовая. Дебит газа до 113 тыс. м3/сут. Залежи недоразведаны.
В северо-западной части структуры в разрезе присутствуют песчаники ботуобинского горизонта. В скв. 655 при опробовании КИИ из них был получен приток газа дебитом 150 тыс. м3/сут. (шайба 9,25 мм). На большей части площади структуры мощность газонасыщенных песчаников ботуобинского горизонта не превышает 1 м.
Месторождение в целом недоразведано - необходимо оценить промышленную ценность нефтяной оторочки в пласте Ю-I и уточнить строение залежи в пластах Ю-II и Ю-III.
Чаяндинское нефтегазоконденсатное месторождение

Месторождение расположено на северо-восточном склоне Непско-Пеледуйского свода и приурочено к ловушке неантнклиналъного типа. Данная ловушка связана с зоной регионального выклинивания разновозрастных песчаников венда (ботуобинский, хамакинский и талахский горизонты) в пределах наиболее приподнятой части Непско-Пеледуйского свода.
Месторождение имеет весьма интересную историю открытия. Первые промышленные притоки газа в пределах современного контура ловушки были получены в скв. 751 в 1979 г. из песчаников хамакинского и талахского горизонтов на Нижнехамакинской площади. В 1983 г. на Озерной площади, находящейся в 35-40 км севернее Нижнехамакннской площади, в скв. 761 был получен промышленный приток газа и песчаников ботуобниского горизонта. Сейсморазведочными работами МОГТ (Н.С.Бодатова, 1987-1988 гг.) была подготовлена к глубокому бурению Чаяндинская площадь, простиравшаяся от Ннжнехамакинскоro месторождения на западе до Бюк - Танарской площади на востоке. Общая площадь по изогипсе -1525 м отражающего горизонта КВ оценивалась в 4500 км2. В 1988г. Б.Д.Матвеевым и Б.П.Шабалиным была намечена и оконтурена Чаяндинская неантиклинальная ловушка. Предполагалась весьма существенная нефтеносность этой ловушки (Матвеев и др., 1989).
Буровыми работами конца 80-х - начала 90-х годов были установлены основные черты строения этой неантиклиналъной ловушки. В пределах ее выделяются следующие структурные элементы (вверх по восстанию пластов): Чаяндинская моноклиналь, Озерная переходная зона и Нижнехамакинская структурная терраса (рис. 73).


Рис. 72. Разрез продуктивных горизонтов Маччобинского нефтегазового месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Мощность осадочного чехла в пределах площади месторождения увеличивается от 1600 м на юго-западе до 2020 м на северо-востоке. В терригенно-карбонатном разрезе венда выделяются три горизонта, сложенных преимущественно песчаниками, содержащими прослои алевролитов и аргиллитов, доля которых в разрезе горизонтов меняется по площади. Данные горизонты представляют собой кулисообразно располагающиеся в пространстве геологические тела.
Ботуобинский горизонт в плане представляет собой песчаную линзу весьма прихотливой формы, вытянутую в северо-восточном направлении. Мощность ботуобинского горизонта изменяются от 0 до 28 м. Наибольшие мощности фиксируются в пределах Чаяндинской моноклинали, наименьшие - в пределах Нижнехамакинской структурной террасы. Мощность горизонта резко сокращается в южном и северном направлениях и более постепенно по линии простирания в юго-западном направлении. Глубины залегания горизонта 1540-1970 м. К горизонту приурочена основная по размерам нефтегазовая залежь. Высота залежи составляет 330 м. Эффективные мощности газонасыщенных коллекторов колеблются от 0,4 до 21,4 м, нефтенасыщенных - от 4,4 до 20,8 м. Нефтяная оторочка распространена только в пределах Чаяндинской моноклинали. Открытая пористость пород-коллекторов ботуобинского горизонта 12-22%, газопроницаемость - 0,16-1,4 мкм2. Максимальные дебиты газа около 600 тыс. м3/сут., нефти - около 60 м3/сут. Пластовые давления: в пределах Озерной площади 13,14 МПа, в пределах Чаяндинской моноклинали - до 13,9 МПа. Пластовая температура 90С.


Рис. 73. Разрез продуктивного горизонта Чаядинского нефтегазоконденсатного месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Хамакинский горизонт также представляет собой сложное по своей конфигурации геологическое тело. От ботуобинского горизонта он отделяется 20-55 м пачкой аргиллитов и алевролитов с тонкими прослоями доломитов. Глубины залегания горизонта в пределах месторождения 1370 1850 м. К горизонту приурочена газоконденсатная залежь литологического типа с высотой около 430 м. Эффективные мощности в пределах месторождения изменяются от первых метров до 35 м. Максимальные мощности фиксируются в пределах Нижнехамакинской структурной террасы. Залежь распространена в пределах Озерной переходной зоны и Нижнехамакинской структурной террасы. ФЕС пород-коллекторов хамакинского горизонта ниже, чем в ботуобинском горизонте. Горизонт характеризуется невыдержанностью ФЕС пород-коллекторов по латерали, что обусловлено накоплением осадков хамакинского горизонта в условиях заметно расчлененного рельефа морского дна с различной гидродинамикой среды седиментации. Открытая пористость пород-коллекторов не превышает 21% (преобладают значения 8-12%), а газопроницаемость достигает 0,871 мкм2. Максимальные дебиты газа около 400 тыс. м3/сут. Пластовые давления в хамакинском горизонте составляют 11,95-13,33 МПа, пластовые температуры не превышают 13°С.
Мощность талахского горизонта - 29-73 м. Глубина залегания горизонта в пределах ловушки 1620-1770 м. К горизонту приурочена газоконденсатная залежь литологического типа. Высота залежи 120 м. Залежь распространена в пределах Озерной переходной зоны и Нижнехамакинской структурной террасы. Эффективные газонасыщенные мощности изменяются от 5 до 45 м. ФЕС пород-коллекторов заметно хуже, чем в вышезалегающих продуктивных горизонтах. Это обусловлено еще более резкой расчлененностью рельефа морского дна, чем для времени накопления осадков хамакинского горизонта (присутствие в разрезе горизонта хлидолитов), что обусловило более низкую степень сортированности обломочного материала, более высокое содержание глинистого цемента. Открытая пористость пород-коллекторов не превышает 20% (преобладают значения 8-11 %), газопроницаемость не более 0,12 мкм2. Максимальные дебиты газа около 0200 тыс. м3/сут. Пластовое давление 12 МПа, пластовая температура +15 С.

Талаканское газонефтяное месторождение

Месторождение расположено в наиболее приподнятой части Непско-Пеледуйского свода и всей Непско-Ботуобинской антеклизы и приурочено к сложно построенной Талаканской структурной зоне (поднятию). Это поднятие осложнено серией разрывных нарушении северо-западного простирания делящих структуру на несколько тектонических блоков. В пределах этой зоны выделяются три блока (с запада на восток): Таранский, Центрально - Талаканский и Восточный. Таранский и Центрально - Талаканскнй блоки разделены узким (не более 200 м в ширину) грабеном. Центрально - Талаканский блок отделяется от Восточного блока разрывным нарушением, амплитуда которого составляет 25-30 м. Размеры Талаканского поднятия по замкнутой изогипсе -1100 м составляют 66х37-20 км. Амплитуда Таранского блока, Центрально-Талаканского - 200 м и Восточного - 100 м. В пределах месторождения выявлены два продуктивных горизонта: хамакинский и осинский. Промышленная нефтегазоность структуры была установлена в 1984 г., когда в скв. 817 был получен приток газа из песчаников хамакинского горизонта.
Хамакинский горизонт распространен в северо-восточной части месторождения (Восточный блок). Горизонт сложен разнозернистыми песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Фильтрационно-емкостные свойства пород-коллекторов хамакинского горизонта крайне не выдержаны по площади. Общая мощность горизонта в пределах месторождения составляет 28-46 м. Эффективные мощности изменяются от 3 до 10 м, увеличиваясь в северо-восточном направлении. В пределах Центрально - Талаканского блока породы-коллекторы этого горизонта отсутствуют. Эффективная мощность горизонта в пределах Таранского блока составляет 8,2 м (скв. 870) и имеет тенденцию к увеличению на юго-запад за пределы месторождения. Открытая пористость песчаников изменяется в пределах 5-17%, газопроницаемость достигает 0,255 мкм2. Промышленные притоки газа получены в 3 скважинах с дебитами от 56 до 197 тыс. м3/сут. Пластовое давление 12 МПа, пластовая температура + 12°С. Залежь хамакинского горнзонта приурочена к "голове" крупной неантиклинальной ловушки, приуроченной к зоне регионального выклинивания вендских песчаников, основная продуктивность которых установлена на Чаяндинском месторождении.
Основной продуктивный горизонт в пределах месторождения осинский, газонефтяная залежь приурочена к пласту О-I верхнебилирской подсвиты. Покрышкой является 250-метровая толща каменных солей с прослоями доломитов и аргиллитов юрегинской свиты. Породы-коллекторы представлены преимущественно разнозернистыми доломитами. Породы-коллекторы кавернозно-поровые, в разной степени трещиноватые. Каверновая, поровая и трещинная составляющие емкости коллекторов, меняются по площади и по разрезу, что обуславливает на отдельных участках существенную неоднородность продуктивного горизонта. Общая мощность горизонта практически постоянна и составляет 51-56 м. Эффективная мощность меняется от 0,8 до 44,9 м; при этом газонасыщенные мощности достигают 38,4 м, а нефтенасыщенные - 34,4 м. Коэффициент открытой пористости пород коллекторов изменяется в пределах 6-27% (преобладающие значения 10-15%), газопроницаемость достигает 0,19 мкм2.
Основная залежь в осинском горизонте (газонефтяная) приурочена к Центрально - Талаканскому блоку, размеры которого по отражающему горизонту II составляют 37x10-13 км, при амплитуде около 200 м. Разрывным нарушением северо-восточного простирания блок делится на две части: северную и южную (рис. 34). В каждой из этих частей бурением водонефтяные контакты установлены на разных уровнях. По этому признаку выделяются три залежи. К северной части блока приурочена нефтяная залежь (I), практически по всему периметру контролируемая тектоническими нарушениями. На границе с Таранским блоком выделяется газонефтяная залежь (II) с более высоким гипсометрическим положением ВНК, приуроченная к небольшому по площади клинообразному тектоническому блоку. К южной части блока приурочена газонефтяная залежь (III) с четко выраженной газовой шапкой и наиболее высоким положением ВНК. Глубина залегания залежей 1062-1195 м. Дебиты газа 100-480 тыс. м3/сут., нефти - 50-120 м3/сут. В скв. 179-76 с горизонтальным стволом в продуктивном горизонте (длина горизонтальной части 109,5 м) дебит нефти достигал 400 м3/сут. Пластовое давление 9,8-9,9 МПа, пластовая температура - + 120С.
В Таранском блоке к осинскому горизонту приурочена газовая залежь. Притоки газа получены в пяти скважинах. Максимальный дебит 419 тыс. м3/сут. (скв. 870) на шайбе 24 мм.
В Восточноталаканском блоке в осинском горизонте установлена нефтегазовая залежь, которая остается еще слабоизученной. Контуры ее определяются достаточно уверенно- с севера и юга бурением установлена линия замещения пород-коллекторов плотными породами. С северо-запада и юго-востока блок ограничен разрывными нарушениями.
Слабые притоки газа на Талаканском месторождении были также получены из песчаников ботуобинского и хамaкинского горизонтов.

Алинское газонефтяное месторождение

Месторождение расположено непосредственно юго-восточнее Таранского блока Талаканского месторождения и приурочено к одноименной брахиантиклинале, строение которой изучено недостаточно. Размеры ее составляют 12х4-5 км, амплитуда около 80 м (рис. 74).
Установлена промышленная нефтегазоносность хамакинского горизонта. В пробуренных на площади двух скважинах получены притоки нефти (до 61,6 м3/сут.) и газа (до 95 тыс. м3/сут). Открытая пористость коллекторов 12-15%. Пластовое давление 11,2-11,% МПа. ГНК условно принят для юго-восточной периклинали складки на отметке -1057,8 м.


Рис. 74. Разрез Алинского газонефтяного месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Тымпучиканское нефтегазовое месторождение

Месторождение расположено на северо-восточном склоне Bepxнeчонского куполовидного поднятия, осложняющего Непско-Пеледуйский свод и приурочено к сложнопостроенной моноклинале, разбитой серией разрывных нарушений преимущественно северо-восточного простирания. Моноклиналь резко погружается в северо-восточном направлении и более полого в восточном. Погружение в северо-восточном направлении ступенчатое, обусловленное, скорее всего, блоковой структурой моноклинали (рис. 75).
Открытые залежи нефти и газа приурочены к терригенным хамакинскому и талахскому горизонтам. Породы-коллекторы этих горизонтов, как и на других площадях НБА, представлены разнозернистыми песчаниками с невысокой степенью сортированности обломочного материала и высоким содержанием глинистого цемента. Мощности горизонтов в пределах площади изменяются в широких пределах. Коэффициенты открытой пористости по данным ГИС для песчаников хамакинского горизонта в среднем составляют 15%, а для талахского - 13%.
Залежи пластовые с элементами литологического и тектонического контроля. Дебиты газа изменяются от 11 до 500 тыс. м3/сут. (талахский горизонт) и от 15 до 279 тыс. м3/сут. (хамакинский горизонт). Дебиты нефти - 1,2-15,7 м3/сут (талахский горизонт) и 3-18,2 м3/сут. (хамакинский горизонт).


Рис. 75. Разрез продуктивных горизонтов Тымпучиканского нефтегазового месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Состав свободных газов месторождений Непско-Ботуобинской НГО характеризуется содержанием 78-89% метана, 5-17% его высокомолекулярных гомологов, 2-10% азота, от следов до 1,8%, углекислого газа, до 0,6%, водорода. Сероводород отсутствует. Отличительной особенностью этих газов является высокое содержание гелия (0,135-0,74%). В газах этого района потенциальное содержание конденсата составляет 20-30г/м3.
Нефти во всех резервуарах НБА генетически едины. Для них характерен широкий диапазон значений физико-химических параметров: плотность 830-900 кг/м3, содержание парафина 0,09-4,36%, серы 0,2-2,0%, выход бензиновых фракций 6-32%. В нефти содержится 38-68% метаново-нафтеновых углеводородов, количество асфальтово-смолистых веществ колеблется в пределах 10-37%. Нефти Непско-Ботуобинской нефтегазоносной области характеризуется высокими товарными свойствами и пригодны для переработки как по топливному, так и топливно-масляному вариантам. Из них можно получить авиационный керосин (ТС-l), дизельное зимнее и летнее топлива. Нефти обладаю: также высоким потенциальным содержанием масел. Получение бензина менее эффективно, так как бензин нуждается в повышении антидетонационных характеристик. Из остатков нефти при перегонке могут быть получены мазуты и битумы различного назначения.

ПРЕДПАТОМСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (ПНГО)

Предпатомская НГО выделяется в объеме Предпатомского прогиба. Глубоким бурением изучена слабо. Вместе с тем, установлено присутствие в разрезе аналогов практически всех продуктивных горизонтов, выявленных в разрезе НГО. В Предпатомской НГО аналоги продуктивных горизонтов НБНГО отличаются большими мощностями, ухудшенными ФЕС пород-коллекторов. Кроме того, ожидается наличие продуктивных горизонтов в рифейской части. В ее пределах открыты два месторождения в пределах Нюйско-Джербинской впадины и одно месторождение - в Березовской впадине.

Хотого-Мурбайское газовое месторождение

Месторождение расположено в зоне сочленения НБНГО и Нюйско-Джербинской впадины Предпатомского прогиба. Месторождение приурочено к одноименной структуре по отражающему горизонту КВ размеры закартированной складки 52х6 км, амплитуда 150 м; она осложнена тремя куполами и тектоническим нарушением.
В скважине-первооткрывательнице (730) при испытании песчаников ботуобинского горизонта в процессе бурения (инт. 2009-2016 м) получен приток газа дебитом 92 тыс. м3/сут на шайбе 8 мм. По материалам второй поисковой скв. 733 и пробной эксплуатации горизонта в скв. 730 установлено, что залежь имеет ограниченные размеры.

Oтpаднинское газоконденсатное месторождение

Месторождение расположено в северо-западной части Нюйско-Джербинской впадины Предпатомского прогиба и приурочено к одноименной сложно построенной положительной структуре, расположенной в пределах Северо-Нюйской чешуйчато-надвиговой зоны. По отражающему горизонту КВ размеры Отрадненской структуры составляют 87х5 км (по расчетной изогипсе -2150 м), амплитуда 310 м. Площадь структуры 454 км2. Структура осложнена пятью брахиантиклиналями низшего порядка, амплитуда которых достигает 200 м. Геологическое строение Отраднинской структуры сложное. В пробуренных скважинах наблюдается трех-четырехкратное повторение некоторых частей разреза нижнего кембрия. Это обусловлено тем, что Отраднинская структура образована системой тектонических чешуй, кинематически связанных с подошвенным срывом по торсальским солям верхнебюкской подсвиты (по В.В.Гайдуку). Структура также осложнена поперечными и оперяющими разрывшими нарушениями, зонами подземного выщелачивания солей и последующего проседания вышележащих карбонатных пород.
Газоконденсатная залежь приурочена к телгеспитской пачке карбонатных пород, залегающей в нижней части разреза верхнебюкской подсвиты. Телгеспитская пачка сложена микрозернистыми, прослоями глинистыми, доломитами и мелкозернистыми известковистыми доломитами и доломитизированными известняками. Породы интенсивно трещиноваты и кавернозны. Общая мощность пачки в пределах изученной площади месторождения колеблется в пределах 5,8-11,8 м. Эффективная мощность изменяется в пределах 3,4-6,8 м. Фильтрационно-емкостные свойства пород телгеспитской пачки (средние значения коэффициента открытой пористости по скв. 314-2 - 7%, по скв. 242-2 - 4,2%, газопроницаемость абсолютного большинства образцов не более 0,001 мкм2) характеризуют низко поровую матрицу пород. Вместе с тем, данные гидродинамических исследований в скважине 314-2 (проницаемость пачки оценивается в диапазоне 0,114-1,4 мкм2) позволяют говорить о значительной макротрещиноватости пород, слагающих телгеспитскую пачку.
Промышленный приток газа с конденсатом (дебит 324,6 тыс. м3/сут.) был получен в скв. 314-2 (ин-л 2483-2498 м). Выход дегазированного конденсата 47 г/см3. Пробной эксплуатацией скважины 314-2 установлена стабильная работа пласта с рабочим дебитом 200 - 220 тыс. м3/сут. Пластовое давление ниже условного гидростатического - 19,3 МПа, пластовая температура + 150С. Газоводяной контакт принят условно на отметке -2148 м.

Бысахтахское газоконденсатное месторождение

Месторождение расположено в зоне сочленения Березовской впадины с Джеюктинским выступом и приурочено к одноимённой положительной структуре северо-восточного простирания. Бысахтахская структура представляет собой горст, ограниченный с запада и востока взбросами. Размеры горста по отражающему горизонту КВ (изогипса -3300 м) составляют 50х5 км. Амплитуда достигает 900 м. Протяженность взбросов около 50 км. Амплитуда взбросов от 200 до 1000 м. Падение плоскостей смещения юго-восточное. Горст осложнен также серией поперечных разрывных нарушений (рис. 76). Выделяется четыре продуктивных горизонта: бысахтахский, кудулахский и успунский в вендской части разреза и юряхский - в венд-нижнекембрийской части разреза.

Рис. 76. Разрез продуктивного горизонта Бысахтахского газоконденсатного месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Бысахтахский горизонт выделяется в разрезе сералахской свиты и сложен разнозернистыми преимущественно кварцевыми, часто сливными, песчаниками с прослоями аргиллитов, глинистых доломитов и гравелитов. Общая мощность горизонта достигает 35 м. Сочетание низких фильтрационно-емкостных свойств песчаников и гравелитов (средние значения коэффициента открытой пористости 2-4%, газопроницаемость редко превышает 0,001 мкм2) с высокими дебитами газа и стабильностью притоков позволяют сделать предположение о том, что полезная емкость бысахтахского горизонта обусловлена приуроченностью залежи к своеобразной зоне дробления высококремнистых "компетентных" пород (Сафронов и др., 1993). Дебиты газа по скважинам 187-2, 187-3 и 187-6 составляли, соответственно, 875, 139 и 170 тыс.м3.
Успунский, кудулахский и юряхский горизонты сложены разнозернистыми доломитами, известковистыми и глинистыми доломитами. Породы этих горизонтов интенсивно трещиноваты, неравномерно кавернозные. Сопоставление данных ГИС и лабораторных исследований керна позволяют говорить о существенном влиянии трещиноватости на емкость пород-коллекторов и о меняющемся соотношении поровой, каверновой и трещинной составляющих емкости пород-коллекторов по латерали и вертикали. Делается предположение о наличии гидродинамической связи между этими тремя продуктивными горизонтами и о существовании единой массивно-слоистой залежи в карбонатной части венд-нижнекембрийского комплекса. Дебит газа в скв. 187-1 при управляемом фонтанировании достигал 945 тыс. м3/сут. Рабочие дебиты при пробной эксплуатации составляли 200 - 300 тыс. м3/сут.
В пределах Березовской впадины состав газов бысахтаского горизонта характеризуется содержанием метана до 90,77%, этана - 4,78%, пропана 1,18%, бутан+i-бутан-0,52%, СО2 - 0,157%, азота - 1,32%, гелия-0,13%.
Природные газы меж солевых отложений по своему составу очень однообразны: метановые - 90,09-90,12%, этана - 5,01-5,78%, пропана 1,25-1,58%, бутан+i-бутан - 0,59-0,714%, пентан+высшие - 0,89-1,03%. Содержание углекислого газа и азота незначительное (соответственно 0,1-0,31% и 0,66-1.59%. Содержание гелия 0.07-0.1%.
Для терригенной части тирского (бюкского) резервуара состав газа характеризуется содержанием метана - 85%, этана - 4.26%, пропана - 1,31, бyтaн+i-бyтaн - 0.60%, пентан - 0.22%. Содержание углекислого газа - 0.32 и азота+редкие - 3.29%.
Для газов телгеспитского горизонта этого резервуара характерен состав: метан - 84,08%, этан - 3,07%, пропан - 0,93%, бутан+i-бутан-0,27%, пентан+высшие - не обнаружено. содержание углекислого газа и азота незначительное (соответственно 0,14 и 11,16%). Содержание гелия 0.35%.

ЛЕНО-ВИЛЮЙСКАЯ НЕФТЕГАЗОНОСНАЯ ОБЛАСТЬ (ЛВНГО)

Лено-Вилюйская НГО занимает территорию Предверхоянскоro краевого прогиба и Вилюйской синеклизы. Основные перспективы нефтегазоносности здесь связаны с отложениями верхнего палеозоя и нижнего мезозоя, а также, возможно, с отложениями среднего палеозоя.
Практически все открытые к настоящему времени газовые и газ конденсатные месторождения расположены в центральной части НГО и приурочены к терригенным отложениям верхнепермскогo, нижнетриасового и нижнеюрского продуктивных комплексов (Геология нефти ..., 1981).
Верхнепермский продуктивный комплекс, представленный толщей сложного чередования песчаников, алевролитов, аргиллитoв, углистых аргиллитов и пластов каменных углей, экранируется глинистой толщей неджелинской свиты нижнего триаса. Внутри комплекса и в покрышке выявлен ряд продуктивных горизонтов. Наиболее распространен в пределах Хaпчагайского мегавала содержащий газоконденсатные залежи горизонт Р2-1, на многих структурах присутствует пласт T1-1Vб, залегающий в экранирующей толще неджелинской свиты. Более глубоко залегающие пласты-коллекторы горизонтов Р2-II и Р2-III контролируют небольшие самостоятельные залежи, приуроченные к сводовым частям локальных поднятий. Индексация продуктивных горизонтов и Среднетюнгском месторождении иная: P2-A, Р2-Б, P2-B, Р2-Г и Р2-Д. Продуктивные горизонты пермского комплекса характеризуются аномально высокими пластовыми давлениями, на 8,0-10,0 МПа превышающими гидростатические.
Получение в процессе разведочных работ притоков из пермских отложений, иногда переходящих в аварийное фонтанирование (скв. 1 - дебит 1,5 млн.м3/сут., скв. 4 - дебит около 2,5 млн.м3/сут. Средневилюйской площади и в скв. 6 - 1 млн.м3/сут. Неджелинской площади), аномально высокие пластовые давления, отсутствие притоков воды позволили специалистам "Ленанефтегазгеологии" высказать предположение о наличии единого газового поля по пермским отложениям, охватывающим Мастахское, Соболохское и Неджелинское месторождения. По представлениям других исследователей, это поле охватывает практически все структуры Хaпчагайского мeгaвaлa, включая Бадаранскую, с расположением ГВК условно на отметке - 3800 - 3900 м. Позднее (Сафронов и др., 1997) было показано, что пермские отложения Xaпчaгaйского мeгaвaлa до абсолютной отметки - 3800-3900 м представляют единую газонасыщенную зону, в пределах которой газом насыщены как низко проницаемые песчаники, так и песчаники, характеризующиеся достаточными ФЕС. Последние слагают линзовидные тела, представленные средне-мелкозернистыми песчаниками с преобладанием кварца в составе обломочной части и содержащие не более 10% глинистого цемента преимущественно каолинитового состава. По-видимому, известные к настоящему времени залежи приурочены к этим линзовидным телам и характеризуются отсутствием подошвенных вод.
Нижнетриасовый продуктивный комплекс, мощностью до 600 м представлен толщей преимущественно песчаного состава тaгaнджинской свиты. Экраном этого комплекса является глинистая толща мономской свиты. В пределах Xaпчaгaйского мeгaвaлa в составе комплекса выделяются продуктивные горизонты: T1-III и Т1-Х в разрезе тaгaнджинской свиты и Т1-II и Т1-I в разрезе глинистой мономской свиты. В пределах Логлорского мeгaвaлa индексация нижнетриасовых продуктивных горизонтов иная: в разрезе таганджинской свиты выделяются три продуктивных горизонта Т1-А, Т1-Б и Т1-В. Все продуктивные горизонты представлены песчаниками, содержащими редкие прослои алевролитов.
Нижнеюрский продуктивный комплекс, мощностью до 400 м сложен преимущественно песчаниками прослоями алевролитов и глин. Этот комплекс перекрывается наиболее выдержанной по площади глинистой толщей сунтарской свиты. Внутри этого комплекса выделяется до девяти продуктивных горизонтов и пластов.
Песчано-алевритовые отложения средней и верхней юры перекрываются регионально выдержанной глинисто-песчаной толщей марыкчанской свиты (верхняя юра). Из этих отложений получены промышленные притоки газа на ряде разведочных площадей.
Нижнемеловые отложения представлены исключительно континентальными угленосными отложениями. Достаточно мощные и выдержанные по площади экранирующие толщи в этой части разреза отсутствуют. Небольшая газовая залежь в отложениях этого возраста установлена на Бадаранском месторождении.
На территории Лено-Вилюйской нефтегазоносной области к настоящему времени открыто девять месторождений.

Средневилюйское газоконденсатное месторождение

Месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию на Средневилюйско - Толонском куполовидном поднятии, осложняющем западный склон Хапчагайского мегавала. По сейсмическому отражающему горизонту Ю33, стратиграфически приуроченному к бергеинской свите (верхняя юра), Средневилюйское локальное поднятие представляет собой брахиантиклинальную складку субшиpoтногo простирания размером 34х22 км и амплитудой около 350 м. Структурные планы поднятия по юрским и нижнетриасовым отложениям совпадают.
Месторождение относится к категории много залежных. Промышленные притоки газа получены из пласта P2-Ia тарагайской толщи, из пласта Т1-III таганджинской, из горизонтов: Т1-II, T1-Ia и Т1-I мономской; J1-I кызылсырской; J3-II нижневилюйской; Jз-I марыкчанской свит.
Залежь пласта P2-Ia вскрыта в интервале 2921-3321 м. Продуктивный пласт мощностью от 8 до 16 м сложен литологически невыдержанными по npocтиpaнию песчаниками. Эффективная мощность достигает 13,8 м. Открытая пористость пород-коллекторов колеблется в поределах 10-16%, проницаемость не превышает 0,001 мкм2. Дебиты газа от 21 до 135 тыс. м3/сут. Пластовое давление, составляющее 36,3 МПа, почти на 7,0 МПn превышает гидростатическое. Пластовая температура равна 660С. Положение газоводяного контакта не установлено и условно принято на абсолютной отметке - 3052 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.
Залежь пласта Т1-III является основной по запасам и находится в интервале глубин 2430-2590 м (рис. 77). Продуктивный пласт мощностью от 64 до 87 м представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Эффективная мощность - 30-63 м. Открытая пористость пород-коллекторов - 15-23%, проницаемость достигает 0,217 мкм2. Дебиты газа достигают 1543 тыс. м3/сут. Пластовое давление 24,8 МПа, температура 680С. Выход стабильного конденсата 62 г/см3. Газоводяной контакт прослеживается в залежи на отметке - 2438 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых.
Залежь горизонта Т1-II вскрыта в интервале 2373-2469 м. Продуктивный горизонт мощностью от нуля до 30 м представлен песчано-алевролитовыми разностями пород и характеризуется литологической невыдержанностью по площади. Открытая пористость пород колеблется в довольно широких пределах - до 25%, проницаемость достигает 0,633 мкм2. Дебит газа через штуцер диаметром 22,2 мм составил 1,3 млн. м3/сут; пластовое давление составляет 24,6 МПа, температура около 520С. Газоводяной контакт прослеживается на отметке - 2420 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.

Рис. 77. Разрез продуктивных горизонтов Средневилюйского газоконденсатного месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Залежь пласта T1-Ia залегает в интервале глубин 2332-2369 м. Продуктивный пласт мощностью от нуля до 9 м представлен невыдержанными по простиранию песчано-алевролитовыми породами, залегающими в верхней части аргиллитов мономской свиты. Открытая пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 12-23%, максимальные значения проницаемости достигают 0,386 мкм2. Дебит газа через штуцер диаметром 6,6 мм составил 100 тыс. м3/сут; пластовое давление составляет 23,7 МПа, температура порядка 500С. Залежь характеризуется небольшими размерами и относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.
Залежь продуктивного горизонта T1-I залегает в интервале 2301-2336 м. Продуктивный горизонт приурочен к линзе песчаников с прослоями алевролитов, залегающей в верхней части разреза мономской свиты. Мощность линзы изменяется от нуля до 10 м. Продуктивность пласта подтверждена испытанием в приконтурной скважине (№ 3) - дебит газа через штуцер диаметром 6,6 мм составил 100 тыс. м3/сут. Залежь характеризуется небольшими размерами и подобно нижележащей относится к типу пластовых сводовых с элементами литологического экранирования.
Залежь горизонта J1-I вскрыта в интервале 1434-1473 м. Залежь выявлена при опробовании пласта J1-IБ, который представляет собой песчаный коллектор с редкими прослоями алевролитовых разностей пород. В отдельных скважинах продуктивный пласт отсутствует. Открытая пористость пород изменяется от 17 до 26%, проницаемость достигает 0,3 мкм2. Максимальный дебит газа через штуцер диаметром 12,75 мм составил 198 тыс. м3/сут, пластовое давление 14,2 МПа, температура около 30оС. Залежь характеризуется небольшими размерами и относится к типу пластовых сводовых.
Залежь горизонта – J1-II находится в интервале 1047-1073 м. Газовая залежь приурочена к песчаному пласту-коллектору общей мощностью 14 м. При испытании получен приток газа с водой. Дебит газа через штуцер диаметром 12,7 мм составил 97 тыс. м3/сут, воды 68 м3/сут. Залежь характеризуется небольшими размерами, является водоплавающей и относится к типу пластовых сводовых.
Залежь продуктивного горизонта J2-I вскрыта в интервале 1014-1051 м. Продуктивный горизонт, приуроченный к нижней части разреза марыкчанской свиты, мощностью от нуля до 23 м, представлен песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Коллекторы характеризуются резкой изменчивостью по простиранию, вплоть до полного их выклинивания. Открытая: пористость пород достигает 23%, проницаемость колеблется в довольно широких пределах - от 0,04~0 0,1 мкм2. Дебит газа через штуцер диаметром 8,1 мм составил 42 тыс. м3 /сут; пластовое давление 8,8 МПа, температура 180 С. Газовая залежь характеризуется небольшими размерами и относится к типу пластовых сводовых.
Месторождение находится в промышленной разработке с 1985 г.

Толон-Мастахс:кое газоконденсатное месторождение

Месторождение расположено в центральной части Хапчагайскогo мегавала, в 10-15 км к востоку от Средневилюйского месторождения. Месторождение приурочено к двум брахиантиклиналям (Толонской и Мастахской) и разделяющей их седловине. Структуры имеют субширотное простирание и относятся к восточной части Средневилюйско-Мастахскоro вала. Каждая из них, в свою очередь, осложнена поднятиями меньших размеров, некоторые из которых контролируют отдельные залежи. Размеры Толонской структуры по данным бурения 14х7 км с амплитудой 50-60 м; размеры Мастахской - 41х14 км с амплитудой 270-300 м. Общие размеры месторождения 70х7-14 км. Структура в целом характеризуется совпадением структурных планов по всем основным горизонтам разреза перми и мезозоя.
Глубоким бурением изучен разрез мезозойских и верхнепермских отложений на глубину до 4,2 км. Выявлено и в разной степени разведано 9 промышленных залежей. По материалам промысловой геофизики в пределах месторождения предполагается наличие еще нескольких залежей.
Залежь горизонта Р2-II разведана в восточной части Толонской структуры и приурочена к пачке песчаников и алевролитов, залегающей непосредственно под неджелинской глинистой покрышкой нижнего триаса. Фильтрационно-емкостные свойства ухудшаются в западном направлении н на погружениях структуры, в связи, с чем залежь относится к пластовому сводовому, литологически экранированному типу. ГВК в залежах такого типа обычно установить не удается. Глубина залегания залежи 3160-3240 м. Эффективная мощность горизонта достигает 14 м. Открытая пористость колеблется в пределах 9-16% (средняя 13%). Газопроницаемость не превышает 0,039 мкм2. Промышленные притоки газа (дебитом 52-64 тыс. м3/сут.) получены из двух скважин. Пластовое давление 40,5 МПa, пластовая температура + 700С.
Залежь пласта P2-I выявлена в пределах Мастахской структуры и приурочена к пачке песчаников с прослоями алевролитов и углистых аргиллитов, залегающей непосредственно под аргиллитами неджелинской свиты. Залежь относится к пластовому сводовому типу с элементами литологического экранирования на крыльях структуры. Глубина залегания залежи 3150-3450 м. Пластовое давление 405 МПа, пластовая температура +700 С. Отнесение этой залежи к горизонту Р2-II в определенной степени условно из-за недостаточно уверенной корреляции разрезов верхней части пермских отложений между Толонской и Мастахской структурами.
Залежь пласта P2-I выявлена в пределах Мастахской структуры и приурочена к пачке песчаников с прослоями алевролитов и углистых аргиллитов, залегающей в верхней части разреза пермских отложений непосредственно под аргиллитами неджелинской свиты нижнего триаса. Глубина залегания 3150-3450 м. Залежь также относится к пластовому сводовому литологически экранированному (на погружениях структуры) типу. Минимальные отметки газоносной части горизонта - 3333 м. Высота залежи не менее 275 м. Эффективная мощность коллекторов в своде структуры (по скв. 11) 7 м. Их открытая пористость 84-152% в среднем 13%. Газопроницаемость по данным исследований образцов керна 0,0009 - 0,028 мкм2, в среднем 0,009,2 мкм2.
Промышленные притоки газа получены в трех скважинах. Максимальные рабочие дебиты скважин изменяются от 38 до 162 тыс. м3 /сут. Выход стабильного конденсата 65,9 г/м3. Плотность конденсата 0,7655 г/см3. Пластовое давление 43,2 МПa. Пластовая температура +730С.
Залежь пласта Т1-IV приурочена к песчано-алевролитовому пласту в нижней части неджелинской свиты нижнего триаса и наиболее широко распространена в пределах Толон-Мастахского месторождения. Она также относится к пластовому сводовому литологически экранированному типу. Контур разведанности ее принят на отметке - 3337 м. Глубина залегания 3115-3450 м. Эффективная мощность пласта непостоянна и достигает 5,6 м (скв. 8 Толонской площади). По данным исследования керна открытая пористость 11,1-18,9%, среднее значение 15%. Газопроницаемость не выше 0,0051 мкм2, среднее значение 0,0022 мкм2.
Промышленные притоки газа рабочими дебитами от 40 до 203 тыс. м3/сут получены в 7 скважинах. Пластовое давление, среднее по залежи, 40,3 МПа. Пластовая температура +720 С.
Залежь пласта Т1-I выявлена на западной периклинали Мастахской структуры и приурочена пласту песчаников, залегающему в верхней части неджелинской свиты нижнего триаса. Тип залежи определен условно как структурно-литологический. Глубина залегания 3270-3376 м. ГВК принят условно на отметке - 3257 м. Высота залежи более 105 м. Залежь вскрыта одной скв. 28, эффективная мощность пласта 3,2 м. Пористость по данным промысловой геофизики 16%. При испытании пласта дебит газа составил 1 2 тыс. м3/сут на шайбе 15,1 мм. Пластовое давление 40,3 МПа, пластовая температура +73,50С.
Залежь пласта Т1-IVБ выявлена на восточной периклинали Мастахской структуры (скв. 19) и относится к структурно-литологическому типу. По стратегическому положению пласт залегает в верхней части разреза неджелинской свиты. Глубина залегания 3120-3210 м. ГВК принят условно на отметке - 3080 м. Высота залежи около 90 м. Эффективная мощность пласта 13 м. Значения открытой пористости для пластов Т1-IVА и Т1-IVБ изменяются от 8,7 до 23,7%, составляя в среднем 18,1%, газопроницаемость до 0,0847 мкм2, средняя 0,034 мкм2.
При испытании пласта Т1-IVБ в скв. 19 дебит газа составил 321 тыс.м3/сут на диафрагме 18,5 мм. Пластовое давление 35,1 МПа, температура +68,50С.
Залежи горизонта Т1-Х приурочены к локальным куполам, осложняющим Мастахскую структуру и экранируются пачкой глин и алевролитов в средней части таганджинской свиты нижнего триаса.
Одна залежь разведана в пределах Западного купола. Глубина ее залегания 2880-2920 м. Залежь относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК установлен на отметке -2797 м. Высота залежи 37м. Максимальная эффективная газонасыщенная мощность горизонта 19,2 м (скв. 33). Горизонт представлен песчаниками и алевролитами. Коллекторские свойства определены по данным промысловой геофизики. Среднее значение открытой пористости 19%. Испытание в эксплуатационной колонне проведено в одной приконтурной скважине № 29. Дебит газа составил 95,2 тыс. м3 /сут на шайбе 17,7 мм. Пластовое давление 29,4 Мпа, пластовая температура +61,50 С.
На восточном куполе Мастахской структуры притоки газа из горизонта Т1 -Х получены при испытании скв. 30. Дебиты газа 669-704 тыс. м3/сут. При испытании нижней части залежи отмечено присутствие нефти (2-3 т/сут). Газоконденсатная залежь восточного купола имеет небольшую по высоте нефтяную оторочку и относится к сводовому водоплавающему типу. Максимальная эффективная газонасыщенная мощность горизонта составляет 27,9 м. Пластовое давление 29,2 МПа, пластовая температура +63,50С.
Залежь горизонта Т1-III выявлена в пределах Толонской структуры и приурочена к пачке песчаников и алевролитов, залегающей в верхней части таганджинской свиты под аргиллитами и глинами мономской свиты нижнего триаса. Подошва горизонта проведена по кровле незначительного по мощности алевролито-глинистого прослоя, который обеспечивает некоторое экранирование (в пределах свода Толонской структуры) продуктивной части верхнетагаджинской подсвиты от остальной водонасыщенной части разреза. В связи с этим залежь относится (хотя и не окончательно) к пластовому сводовому типу. ГВК в восточной части залежи установлен по данным промыслово-геофизических исследований в скв. 1 на абсолютной отметке -2593 м. В западной части структуры (скв. 16) при испытании горизонта Т1-III на отметках - 2568 -2584 м получен приток пластовой воды с пленками нефти и незначительными выделениями газа. Это послужило основанием для расчленения структуры на два купола.
Глубина залегания продуктивного горизонта Т1-III на Толонской структуре 2650-2700 м. Высота залежи 43 м. Эффективная мощность продуктивного горизонта 25,4 м (скв. 17). Открытая пористость 11,2-27,8% (в среднем 17,8%). Газопроницаемость по керну в среднем равна 0,0788 мкм2 максимальные значения 0,4011 мкм2. В пределах залежи горизонт испытан в двух скважинах. Наибольшие рабочие дебиты газа (при поинтервальном испытании горизонта) достигают 158 - 507 тыс. м3/сут. Выход стабильного конденсата 62,6 г/м3, плотность его 0,7570 г/cм3. Пластовое давление 27,2 МПа, температура +55,50 С. Параметры пластовой газоконденсатной системы горизонта Т1-III позволяют говорить о возможном наличии нефтяной оторочки непромышленноro значения.
Залежи пласта Т1-IIБ выявлены в нижней части разреза мономской свиты, в 30-50 м выше залежи горизонта T1-III. Залежи относятся к пластовому сводовому типу. Глубина залегания 2580-2640 м. ГВК принят на отметках -2532 -2522 м. Пласт представлен песчаниками и алевролитами эффективной толщиной до 13,3 м (скв. 16) с открытой пористостью 13,0-22,2% (среднее значение по образцам керна 16,6%). Газопроницаемость до 0,343 мкм2, средняя 0,026 мкм2. Притоки газа получены из трех скважин с максимальными рабочими дебитами от 110 до 329 тыс. м3/сут. Выход стабильного конденсата 54,9 г/м3. Плотность конденсата 0,7553 г/см3. Пластовое давление 26,3 МПа, пластовая температура +550С.
Залежь пласта Т1-IIА выявлена в юго-восточной части Толонской структуры и отделяется от залежи Т1-IIБ пачкой глинистых песчаников и алевролитов. За пределами залежи (скв. 3) эти пласты сливаются в единый горизонт Т1-II. Залежь в пласте Т1-IIА относится к структурно-литологическому типу. Глубина залегания 2580-2650 м. ГВК установлен на отметке -2545 м. Высота залежи 61 м. Пласт представлен песчаниками и алевролитами эффективной толщиной до 8,9 м (скв. 9). Коллекторские свойства (по промысловой геофизике): открытая пористость 17%, газонасыщенность 54%. Притоки газа получены при совместном испытании пластов (скв. 1, 10). При испытании приконтурной скв. 7 получен приток газа с пластовой водой. Параметры пластовой газоконденсатной системы приняты по аналогии с залежью пласта Т1-IIБ. На Мастахской структуре в своде ее восточного купола, по материалам промысловой геофизики в скв. 30 предполагается наличие в горизонте второй залежи Т1 -Х. Эти данные свидетельствуют о возможности выявления еще целого ряда залежей в триасовых отложениях Толон-Мастахского месторождения.
Залежь горизонтов J1-I+II приурочена к восточной части Мастахской структуры и контролируется сунтарской покрышкой. Залежь относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК в восточной части залежи достаточно уверенно устанавливается на отметке -1682 м. В западной части (скв. 20) по промыслово-геофизическим материалам предполагаются более низкие отметки ГВК. Глубина залегания залежи 1750-1820 м. Высота залежи 56 м. Продуктивными являются песчаники и алевролиты верхней части кызылсырской свиты нижней юры, которые переслаиваются с пластами глинистых алевролитов и реже глин. Максимальная эффективная газонасыщенная мощность достигает 26 м (скв. 30). Открытая пористость 14,7-24,1% газопроницаемость до 0,406 мкм2. Рабочие дебиты газа при испытании разведочных скважин изменялись от 162 до 906 тыс. м3 /сут. Выход стабильного конденсата 2,2 г/м3. Плотность конденсата 0,8318 г/см3. Начальное пластовое давление в залежи 17,7 МПа. Пластовая темпеpaтypa +380С.
В процессе эксплуатации скв. 53 была выявлена небольшая по высоте нефтяная оторочка.

Соболоох-Неджелинское газоконденсатное месторождение

Месторождение расположено на территории Кобяйского улуса примерно в 15 км к юго-востоку от Толон-Мастахского месторождения. В тектоническом отношении оно приурочено к западной части Соболоох-Бадаранского вала и охватывает Соболоохскую и Неджелинскую локальные структуры.
Месторождение получило название в 1975 г., когда было доказано слияние контуров ранее открытых Неджелинского (1963 г.) и Соболоохского (1972 г.) месторождений. В контур Соболоох-Неджелинского месторождения входит также Люксюгунская площадь, где первый приток газа был получен в 1977 г. По Люксюгунской структуре установлено наличие структурной террасы. Тем не менее, все пробуренные скважины дали притоки газа.
Для месторождения характерно общее совпадение структурных планов по всем основным маркирующим горизонтам мезозойских и пермских отложений. Неджелинская структура по кровле пермских отложений представляет собой крупную брахиантиклиналь субширотного простирания с размерами по замкнутой изогипсе - 3100 м 37х21 км, с амплитудой около 300 м. К западу от нее гипсометрически ниже на продолжении Соболоох-Бадаранского вала расположена Соболоохская структура, которая характеризуется относительно небольшими размерами (порядка 10х5 км) и амплитудой около 60-85 м.
На месторождении открыто 10 газовых и газоконденсатных залежей в юрских, триасовых и пермских отложениях (рис. 15).
Две залежи выявлены в горизонте P2-II, в пределах Соболоохской и Неджелинской структур. Горизонт представлен пачкой песчаников и алевролитов (мощностью до 50 м), залегающей примерно в 35-50 м ниже кровли пермских отложений. Флюидоупорами являются пачки алевролитов и углистых аргиллитов мощностью до 10-15 м. Залежь в районе Соболоохской структуры залегает на глубине 3470-3600 м. Абсолютная отметка ГВК - 3453,6 м. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная в северной части структуры. Высота залежи 130 м. Залежь на Неджелинской структуре залегает на глубине 2970-3000 м и относится к пластовому типу. Абсолютная отметка ГВК 2857 м, высота залежи 18 м. Эффективная мощность горизонта в пределах Соболоохской залежи достигает 14,9 м (скв. 13), на Неджелинской структуре - 7,2 м. Пласты-коллекторы не выдержаны и по простиранию резко замещаются относительно плотными разностями пород. Открытая пористость коллекторов от 10,4 до 18,8% (среднее значение 14,7%). Газопроницаемость в среднем составляет 0,011 мкм2 при максимальном значении 0,085 мкм2.
При испытании горизонта P2-II притоки газа получены в четырех скважинах с рабочими дебитами 56-395 тыс. м3/сут.
Пластовое давление в Соболоохской залежи 46,1 МПа, в Неджелинской - 43,4 МПа. Температура, соответственно, +820С и +640С.
Залежь пласта P2-I - одна из основных на месторождении. Она приурочена к пачке песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями аргиллитов, относящейся к верхней части пермских отложений и частично, в некоторых скважинах, к основанию неджелинской свиты. Залежь пластовая, сводовая, литологически экранированная на погружениях структуры. Глубина залегания залежи 2900-3750 м. ГВК не установлен. Максимальная глубина, с которой получен приток газа (Соболоохская площадь, скв.7),- 3604 м. Высота залежи около 800 м.
Максимальная газонасыщенная толщина коллекторов порового типа достигает 9,2 м (скв. 15). В некоторых скважинах выделяются коллекторы трещинно-порового типа, мощностью до 12 м (скв. 16). Открытая пористость коллекторов обычно изменяется от 10,5 до 19,2% и в среднем составляет 14,6%. Открытая пористость трещиновато-поровых коллекторов - 3,6-14,3%. Газопроницаемость поровых коллекторов 0,037 мкм2 (средняя). Для образцов из интервалов залегания коллекторов смешанного типа (при этом трещинная составляющая проницаемости при исследованиях, очевидно, не отражалась) проницаемость 0,0004 мкм2 ( среднее значение).
Притоки газа получены в 7 скважинах. Дебиты газа от 47 до 1002 тыс. м3 /сут. Выход стабильного конденсата 65,6 г/м3. Плотность конденсата 0778 г/см3. Пластовое давление, приведенное к середине залежи, 41,4 Мпа, пластовая температура +760 С.
Залежь пласта Т1-IVБ приурочена к пачке песчаников и алевролитов, залегающей в средней части разреза неджелинской свиты. Пласт характеризуется весьма сильной изменчивостью ФЕС пород. Породы-коллекторы отсутствуют как на погружениях крыльев структур, так и на сводах Неджелинской и Соболоохской структур. Учитывая, что ГВК залежи ни в одной из скважин не установлен, ее условно можно отнести к пластовому сводовому, литологически ограниченному типу. Залежь литологически экранируется практически по всему контуру. Максимальная глубина, с которой получен промышленный приток газа (Люксюгунская пл., скв. 3), - 3602 м. Высота залежи около 800 м. на значительной части площади залежи из-за недостаточной изученности и невыдержанности ФЕС пород промышленная газоносность пласта пока не доказана. Глубина залегания залежи 2900-3750 м. Эффективная мощность пласта только на отдельных участках залежи превышает 5 м. (Люксюгунская пл., скв. 1, 27). Открытая пористость коллекторов 10,220,3% (среднее значение 15,3%), газопроницаемость до 0,298 мкм2, среднее значение 0,021 мкм2.
Продуктивность пласта подтверждена испытанием в семи скважинах. Дебиты газа 50-545 тыс. м3/сут. Выход стабильного конденсата 53,6-55,2 г/м3. Пластовое давление, приведенное к середине залежи 40,7 МПа, пластовая температура +770С.
Залежи пластов P1-I и Т1-IVБ Сoболоох-Неджелниского месторождения составляют единую термодинамическую систему и должны рассматриваться в составе единого пермо-триасового продуктивного горизонта, который является основным объектом для проектирования разработки этого месторождения.
Две залежи выявлены в продуктивном пласте Т1-IVА. Расположены они на северном крыле Неджелинской структуры. Продуктивный пласт залегает непосредственно над аргиллитами неджелинской свиты и стратиграфически, может быть, даже относится к верхней части ее разреза. Однако, по гидродинамическим параметрам эти залежи следует относить к нижнетриасовому продуктивному комплексу - они характеризуются пластовыми давлениями близкими к условному гидростатическому. Залежи контролируются пачками глин мощностью 10-15 м.
Западная залежь вскрыта только на Люксюгунской площади (скв. 2, интервал 3405,6-3412 м). Восточная залежь вскрыта скв. 3, 10, 14 и 22 (Неджелинская пл.). Глубина залегания залежей 2900-3270 м. Газонасыщенная мощность пласта 4,6-6,8 м. Среднее значение коэффициента открытой пористости 18,9%, газопроницаемости – 0,100 мкм2. Дебиты газа колеблются в пределах 126-249 м3/сут. Пластовое давление в западной залежи 35,5 МПа, пластовая температура +760с; в восточной, соответственно, - 33,9 МПа и +690С. В целом строение залежей пласта Т1-IVА изучено недостаточно.
При испытании сводовой скв. 25 (Неджелинская пл.) установлена продуктивность горизонта Т1-Х. Из нижнего интервала (2622-2632 м) получен приток газа с нефтью: дебит газа 35-37 тыс. м3/сут., нефти - 8-10 м3/сут. Из верхнего интервала (2594-2616 м) получен приток газа с дебитом до 408 тыс. м3/сут. на шайбе 15 мм. Залежь относится к сводовому водоплавающему типу и экранируется локальной алевритово-глинистой покрышкой, залегающей в средней части разреза таганджинской свиты.
Залежь продуктивного горизонта - 11, расположенного в средней части разреза кызылсырской свиты, выявлена на начальной стадии работ в своде неджелинской структуры. Горизонт сложен песчаниками, открытая пористость которых составляет 20-25%, а газопроницаемость изменяется от 0,1 до 0,5 мкм2. Залежь относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК установлен на отметке -1464 м. Максимальная газонасыщенная мощность 16,2 м (скв. 2). Испытание проведено в одной скважине. Дебит газа 476 тыс. м3/сут. на шайбе 22,5 мм. Пластовое давление 15,5 МПа, температура - + 370С.
Залежь горизонта J1-I+II приурочена к песчаникам верхней части разреза кызылсырской свиты. Выявленая на Соболоохской структуре, залежь экранируется глинами сунтарской свиты и относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК установлен на отметке -1998 м. Максимальная газонасыщенная мощность 26 м (скв. 6). Пористость коллекторов по данным промысловой геофизики в среднем 20%. Промышленные притоки газа получены в двух скважинах дебитами (при поинтервальном испытании) от 155 до 412 тыс. м3/сут. Выход стабильного конденсата 11,9 г/м3. Плотность конденсата 0,7997 г/cм3. Пластовое давление в залежи 21,5 МПа, пластовая температура +450С.
Залежь пласта J1-I выявлена на начальной стадии проведения работ в западной части Неджелинской структуры. Приток газа получен из скв. 4 (интервал 1604-1620 м). Рабочий дебит газа 354,4 тыс. м3/сут, на шайбе 22,6 мм. В продукции скважины отмечена нефть. Залежь, по-видимому, относится к сводовому водоплавающему типу. ГВК установлен на абсолютной отметке -1500 м. Пластовое давление 15,9 МПа, пластовая температура +370С. В дальнейшем не следует исключать вероятность литологического или тектонического экранирования залежи, поскольку наличие локального структурного осложнения, контролирующего залежь, не доказано и предполагается только на основании испытания скважин.

Ннжневилюйское газовое месторождение

Месторождение расположено на восточном склоне Хапчагайского мегавала и приурочено к одноимённой локальной структуре. По сейсмическому отражающему горизонту в верхнеюрских отложениях имеет размеры - 14х6 км и амплитуду около 170 м.
В присводовой части структуры выявлены две небольшие газовые залежи, приуроченные к горизонтам J1-I (нижняя юра) и Т1-III (нижний триас). Продуктивный горизонт J1-I залегает под аргиллитовой пачкой сунтарской свиты на глубине 2450 м и сложен песчаниками с прослоями аргиллитов. Общая мощность горизонта 46,8 м, эффективная - 7,2 м. Дебит газа в скв. 5 (интервалы 2442-2450, 2470-2475 м) 369,7 тыс. м3 /сут на шайбе 17 мм. Пластовое давление на глубине 2447 м 21,59 МПа. Продуктивный горизонт Т1-III приурочен к верхней части разреза таганджинской свиты нижнего триаса и перекрывается аргиллитовой толщей мономской свиты. Залежь сводового типа водоплавающая. Общая мощность горизонта в продуктивной скв. 5 - 34 м, эффективная - 12,9 м. По литологическому составу горизонт неоднороден: В скв. 7, удаленной от скв. 5 на расстояние 2,2 км, горизонт практически полностью замещен плотными породами. При опробовании интервала 3630-3646 м в скв. 5 получен приток газа дебитом 206,8 тыс.м3 /сут, на шайбе 17 мм с пластовой водой дебитом 31 мЗ /сут. Пластовое давление 37,8 МПа.

Бадаранское газовое месторождение

Месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию, расположенному в восточной части Хапчаraйского мегавала. По верхнеюрским отложениям структура имеет размеры 21х13 км и амплитуду около 300 м.
В пределах структуры выявлены небольшие газовые залежи, приуроченные к продуктивным горизонтам Т1-III, Т1-Х таганджинской свиты нижнего триаса и К1 нижнего мела. Ловушки, контролирующие залежи, недозаполнены: коэффициент заполнения основного горизонта Т1-III равен 0,6, а горизонтов T1-X и К1 еще меньше.
Залежь горизонта Т1-III пластовая, сводового типа. Мощность горизонта, сложенного преимущественно песчаниками 41-50 м, мощность газонасыщенной части - 26-29 м. Среднее значение коэффициента открытой пористости пород-коллекторов 13%. Покрышкой служит аргиллнтовая толща мономской свиты нижнего триаса. Рабочие дебиты скважин из залежи 54-121 тыс. м3 /сут. Пластовое давление 30,7 МПа, температура +700С.
Горизонт Т1-Х залегает на 300 м ниже горизонта Т1-III. Экраном для залежи горизонта Т1-Х является плотная алевролито-аргиллитовая пачка внутри песчаниковой толщи таганджинской свиты нижнего триаса. В пределах горизонта выявлены две небольшие залежи газа, разобщенные 18-метровой пачкой алевритоглинистых пород. Из этих залежей в процессе испытания получены притоки газа с дебитами 30 и 46 тыс. м3 /сут.
Залежь горизонта К1 залегает на глубине немногим более 700м. Покрышкой для этой залежи служит, по-видимому, нижняя граница зоны многолетнемерзлых пород. Приток газа получен из интервала715-722 м дебитом 111,7 тыс. мЗ /сут.

Среднетюнгское газоконденсатное месторождение

Приурочено к одноименной антиклинали северо-восточного простирания, осложняющей западную часть Логлорского вала. По отражающему сейсмическому горизонту ТП (граница перми и триаса) размеры этой структуры 22 х 4 км, амплитуда около 200 м (рис. 78). Бурением вскрыт разрез мезозойских и позднепалеозойских отложений на глубину 4 км (скв. 239). Установлена промышленная газоносность верхнепермских и нижнетриасовых отложений. Нижнетриасовый продуктивный комплекс толщиной 120-130 мс выделяется в объеме таганджинской свиты. В составе этого комплекса выделяется три продуктивных горизонта: Т1-А, Т1-Б, T1-B, сложенные преимущественно песчаниками, разделенными пачками глин и алевролитов. Выше по разрезу залегает глинистая мономская свита толщиной более 200 м.
Залежь горизонта Т1-А пластовая сводовая. Глубина залегания залежи 2600-2800 м. Толщина горизонта колеблется в пределах 33-60 м, сокращаясь в западном направлении. Максимальная эффективная толщина достигает 33 м. Породы этого горизонта характеризуются высокими фильтрационно-ёмкостными свойствами. Коэффициент открытой пористости равен 22% (среднее значение), газопроницаемость достигает 0,45 мкм2. Рабочие дебиты разведочных скважин при испытаниях этого горизонта изменялись от 398 до1200 тыс. м3/сут. Выход стабильного конденсата 50,3 г/смЗ. Пластовое давление 27,6 МПа, пластовая температура +560 С. Эта залежь наибольшая по площади.
Залежь в горизонте Т1-Б относится к структурно-литологическому типу. Толщина газонасыщенной части коллектора колеблется от 0 до 87 м. Коэффициент открытой пористости песчаников достигает 29% составляя в среднем 20%. Газопроницаемость колеблется в очень широких пределах, достигая 2,6 мкм2. Рабочие дебиты скважин, вскрывших данную залежь, составляли 232-618 тыс. м3 /сут.

Рис. 78. Разрез продуктивных горизонтов Среднетюнгского газоконденсатного месторождения.
Условные обозначения см. на рис. 67.

Залежь в горизонте Т1-В пластовая сводовая. Общая толщина горизонта изменяется в пределах 28 - 50м. Эффективная толщина - от 12 до 32 м. Открытая пористость пород-коллекторов колеблется в пределах 14-25, составляя в среднем 20%. Газопроницаемость достигает 2,1 мкм2. Для залежи характерно относительно низкое значение коэффициента газонасыщенности (в среднем составляющее 0,5). Пластовое давление 27,6 МПа, пластовая температура 580 С. Рабочие дебиты скважин при испытании этого горизонта изменялись от 198 тыс. до 1,2 млн. м3/сут.
В пермских отложениях Среднетюнгского месторождения промышленные притоки газа были получены из целого ряда пластов,
залегающих в интервале глубин 2700-3400 м и относящихся к пяти продуктивным горизонтам: Р2-А, Р2-Б, Р2-В, Р2-Г, Р2-Д. Для пермских залежей характерны АВПД, пластовые температуры колеблются в пределах 59-780С.
Природный газ газовых и газоконденсатных месторождений Вилюйской синеклизы характеризуется высоким содержанием метана - 89,4-97,4%, присутствием гомологов метана: этана (до 6%), пропана (до 2%), бутана (до 0,65%), пентана высших (до 0,28%). Природные газы пермского и нижнетриасового комплекса, по сравнению с газами нижнеюрского комплекса, в целом характеризуются более высоким содержанием гомологов метана, значительно более высоким выходом стабильного конденсата (53,6-65,9 против 2-11,9 г/см3).

Нижнетюкянское газовое месторождение

Месторождение приурочено к одноимённой структуре, расположенной в пределах Тюкян-Чебыдинской моноклинали. Нижнетюкянская структура представляет собой брахиантиклиналь субширотного простирания размерами 7х5 км по изогипсе -1750 м (отражающий горизонт Т-II), с амплитудой около 100 м.
Выявленная залежь приурочена к горизонту J1-I, сложенному переслаивающимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Экраном служит алеврито-глинистая толща сунтарской свиты. Глубина залегания залежи 1200 - 1300 м. Залежь вскрыта двумя скважинами. Эффективная мощность продуктивного горизонта 12-13 м. Дебиты газа составляли 254-299 тыс. м3/сут. На скважине 312 была проведена пробная эксплуатация с рабочими дебитами 184-188 тыс. м3/cyт. Пластовое давление на глубине 1256 м после пробной эксплуатации несколько ниже условного гидростатического (12,24 МПа).

Андылахское газовое месторождение

Месторождение приурочено к одноимённой структуре, расположенной в пределах Логлорского мегавала, в пределах которой зафиксировано интенсивное газопроявление из пермских отложений (забой 4169 м), перешедшее в фонтанирование газом и пластовой водой. Максимальный дебит 133,7 тыс. м3/сут на шайбе 30 мм. На этой структуре выделяются аналоги продуктивных горизонтов Среднетюнгского месторождения.
Непромышленные притоки газа получены также в скважинах на ряде разведочных площадей, про6уренных в пределах Вилюйской синеклизы, в широком стратиграфическом диапазоне - от перми до нижнего мела. Так, на северо-западном борту Вилюйской синеклизы на Хоргочумской площади в скв. 281 из интервала 1034-1077 м получен приток газа с дебитом 1 тыс. м3/сут. На Зaпадно-Тюнгской площади в скв. 271 получен приток газа с дебитом 2,5 тыс. м3/сут. из песчаника в подошве мономской свиты.
В Предверхоянском прогибе открыто два газоконденсатных месторождения, расположенных в пределах Китчанской зоны чешуйчато-надвиговых структур - Усть-Вилюйское и Собо-Хаинское.

Усть-Вилюйское газоконденсатное месторождение

Месторождение приурочено к одноименной структуре, расположенной во фронтальной части Китчанской зоны чешуйчато-надвиговых структур. Усть-Вилюйская структура представляет собой двухкупольную брахиантиклиналь. По подошве сунтарской свиты размеры структуры 22х14 км с амплитудой около 150 м. Западный и восточный купола структуры разделены двумя надвигами с амплитудой перемещения около 100 м (западный надвиг) и более 200 м (восточный надвиг). Залежь приурочена к восточному куполу (Перспективы нефтегазоносности ... , 1968).
Продуктивные горизонты (J1-1, J1-II и J1-III) приурочены к отложениям нижнего и среднего лейаса, представленным толщей неравномерного переслаивания песчаников и пачек песчано-алеврито-глинистого состава.
Залежь продуктивного горизонта J1 -III залегает на глубине 1940-2030 м. Мощность пласта песчаников, к которому приурочена залежь, - 16-24 м, мощность газонасыщенной части около 12 м. Открытая пористость достигает 18%, газопроницаемость - 0,237 мкм2. Залежь пластовая сводовая, высотой 43 м. Дебит газа до 2 млн. м3 /сут. Выход конденсата до 25 г/см3. Пластовое давление 19,9 МПа, пластовая температура +580С.
В продуктивном горизонте J1-II, суммарная толщина которого достигает 140 м, выявлены четыре газовые залежи, приуроченные к пластам песчаников (глубины залегания 1850-1960 м). Мощность газонасыщенной части колеблется по разным пластам от 4 до 9 м. Породы-коллекторы характеризуются значительной изменчивостью ФЕС. Коэффициент открытой пористости не пpeвышает 16%, а газопроницаемость не более 0,04 мкм2. Залежи пластового сводового типа. Максимальный дебит газа достигал 486 тыс. м3 /сут. Выход конденсата низкий - 7-9 г/см3. Пластовые давления 19,3-20,2 МПа, пластовые температуры- +48-520С.
В продуктивном горизонте J1-I залежь приурочена к пласту песчаников мощностью 14-28 м. Эффективная мощность до 9 м. Залежь пластовая сводовая. Открытая пористость песчаников не более 15%, а газопроницаемость до 0,012 мкм2. Дебит газа 18 тыс. м3 /сут. Пластовое давление 16,7 МПа, пластовая температура +440С.
Установлена также промышленная газоносность верхнеюрских отложений (бергеинская свита). Выделяются два продуктивных горизонта J3-a и J3 -II, эффективные газонасыщенные мощности, которых составляют (соответственно): 2,2 и 2,8 м. Средние значения коэффициента открытой пористости 17%. Пластовые давления в залежах (соответственно): 5,8 и 10,9МПа.
Слабые притоки газа были получены при испытании пермских и нижнетриасовых отложений (скв. 50 и 52).

Собо-Хаинское газовое месторождение

Месторождение приурочено к одноименной куполовидной брахиантиклинали северо-западного простирания, которая представляет собой фронтальную антиклиналь, более крутое юго-западное крыло, которой срезано надвигом (рис. 79). Размеры складки по замкнутой изогипсе -700 м (кровля марыкчанской свиты верхней юры) 5х4 км при амплитуде около 100 м (Перспективы нефтегазоносности ... , 1968).

Рис. 79. Разрез продуктивных горизонтов Собо-Хаинского газового месторождения. J1uv – устьвилюйская свита, J1dl – долгайская свита, J1sn – сунтарская свита, J2 – средняя юра, J3nv – нижневилюйская свита, J3mr – марыкчанская свита, J3br – бергеинская свита, K1 – нижний мел.
Остальные условные обозначения см. на рис. 67.

Промышленные притоки газа получены в сводовой скважине №1. Установлено четыре газоносных пласта, которые составляют
продуктивный горизонт, соответствующий горизонту J1-III Усть-Вилюйского месторождения. Выявлены две залежи. Залежи горизонтов Jl-III и J1-I связаны с мощными пластами песчаников (40 и 50 м соответственно). Дебиты газа 346 и 230 тыс. м3/сут.
Непромышленные притоки нефти получены из верхнеюрских отложений на Бергеинской и Олойской площадях; на последней небольшой приток нефти получен также из отложений нижнего мела. Приток газа дебитом до 10 тыс. м3/сут получен из нижнеюрских отложений на Китчанской площади. Притоки пластовых вод с растворенным углеводородным газом получены на ряде опорных и гидрогеологических скважин, пробуренных на территории прогиба.
В западной части Лено-Анабарского прогиба в конце 40-х годов было открыто четыре небольших нефтяных месторождения, два из которых (Южно-Тигянское и Ильинское ) расположены на территории РС(Я).

Южно-Тигянское нефтяное месторождение

Месторождение приурочено к одноимённой брахиантиклинали, осложняющей Тигяно-Анабарский вал. Последний расположен в пределах Анабаро-Хатангской седловины. Южно-Тигянская структура представляет собой широкое пологое поднятие длиной 19 км и шириной 6-7 км. Шарнир складки, ундулируя, образует два поднятия: Западное и Восточное, разделенные неглубокой седловиной. Антиклиналь характеризуется широким развитием разрывных нарушений. По-видимому, складка имеет сложное строение, что выражается не только наличием разрывных нарушений, но и неравномерным размывом эффузивно-туфовой свиты верхней перми. По-видимому, следует говорить об определенном несовпадении структурных планов по мезозойским и верхнепалеозойским отложениям. Это может быть обусловлено проявлением галокинеза на границе перми и триаса. Амплитуда складки около 850 м. Кровля верхнепалеозойских отложений на восточном куполе складки залегает на 150 м выше, чем на западном (рис. 80).
Нефтепроявления, по данным М.К.Калинко (1959), фиксируются по всему вскрытому бурением разрезу (70-1955 м). Интенсивность нефтенасыщенности разреза увеличивается вниз по разрезу: от пропитанных загустевшей нефтью прослоев, мощностью в первые метры, в юрской и триасовой частях разреза до нефтенасещенных горизонтов в пермской части разреза. Наибольшее насыщение пород нефтью наблюдается в отложениях нижнекожевниковской и верхнекожевниковской свит перми (глубины 1583-1670 м). Так, из песчаников горизонта XI нижнекожевниковской свиты, открытая пористость которых достигает 15%, а газопроницаемость 0,025 мкм2, дебит нефти в скв. 102-Р на западном куполе структуры достигал 15 м3/сут. Залежь западного купола ограничена зоной (1,5х0,5 км) относительно повышенной проницаемостью песчаников горизонта XI. Залежь, по-видимому, относится к типу пластовых сводовых с литологическим экранированием (Геология нефти , 1981).

Рис. 80. Структурная карта Южно-Тигянского нефтяного месторождения (по М.К. Калинко).

Анализ проведённых работ по испытанию скв. 102-Р позволяет предположить, что пластовое давление в нефтяной залежи несколько ниже условного гидростатического, а газовый фактор нефти не превышает 150-200м3/м3.

Оленекское месторождение природных битумов

Месторождение расположено на северном склоне Оленекского поднятия и является одним из крупнейших в Российской федерации. Оно приурочено к пермским отложениям и прослеживается на расстоянии около 120 км.
Пермские отложения, трансгрессивно налегающие на доломиты лапарской свиты верхнего кембрия, здесь представлены разнозернистыми песчаниками чередующимися, с пачками переслаивания мелкозернистых песчаников, алевролитов и аргиллитов. В районе выходов на дневную поверхность пермские слои залегают почти горизонтально. Общая их толщина оценивается в 150-200 м (рис. 81). По литологическим признакам здесь выделяются 11 песчаниковых и пачек переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов (Иванов, 1979). Наиболее выдержанное по площади битумонасыщение фиксируется в VII пачке. Мощность зоны сплошного битумонасыщения в этой пачке достигает 15м. Обычно распределение битума в породах неравномерное и контролируется емкостными и фильтрационными свойствами песчаников. Наибольшая насыщенность битумом характерна для крупно- и среднезернистых песчаников с гидрослюдисто-каолинитовым цементом или практически нацело лишенных минерального цемента. Открытая пористость таких песчаников, как правило, 17-20%, а газопроницаемость - 0,1-3,0 мкм2. Не содержат битума плотные средне- и мелкозернистые песчаники с базальным карбонатным цементом. Нередко в битумонасыщенных пластах песчаников наблюдаются крупные (до 2 м и более) шаровые стяжения песчаников с базальным карбонатным цементом не содержащие битума.


Рис. 81. Разрез Оленекского месторождения битумов.

Содержание битума в песчаниках колеблется от десятых долей до 10%. Средние содержания битума по ряду залежей на устьпурском участке обычно 2,77-4,5%. По групповому составу оленекские битумы относятся к продуктам гипергенного превращения нефти до уровня мальт, асфальтов и асфальтитов. К северу, к осевой части Лено-Анабарского прогиба залежи битуминозных песчаников прослежены профилем 9 колонковых скважин. На северном окончании этого профиля в 50-х годах была пробурена скв. Р-50, глубиной 1050 м, отстоящая от полосы выходов пермских отложений на 40 км. В разрезе скважины выделяется 13 пачек, из которых две нижние пачки выклиниваются при движении на юг и в поверхностном разрезе Оленекского месторождения не присутствуют (Иванов, 1979). В интервале глубин 568-888 м установлено 9 горизонтов битумонасыщенных песчаников. В поднятом керне отмечалась капельножидкая нефть.
Оленекское месторождение битумов представляет собой вскрытое современным эрозионным срезом и в значительной мере разрушенное многопластовое нефтяное месторождение, состоящее из литологически экранированных залежей приуроченных к зоне замещения морских отложений прибрежно-морскими (Иванов, 1979).












1 001Рисунок 1LEAD Technologies Inc. V1.01
·ЫC
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·
·А
·
·
·
·"
·
·
·
·
·15

Приложенные файлы

  • doc 8864329
    Размер файла: 2 MB Загрузок: 4

Добавить комментарий