Классификация нефтегазоносных территорий как основа нефтегеологического районирования

На земном шаре известно порядка 32000 местоскоплений нефти, газа и битумов, открытых на всех континентах Земли (кроме Антарктиды) и на многих омывающих их морях и океанах. Однако выявленные скопления углеводородов в пределах нефтегазоносных территорий распределены крайне не равномерно как по площади, так и по разрезу садочных отложений, что является главнейшей геологической особенностью размещения нефти и газа в недрах. Например, значительные концентрации ресурсов нефти и газа связаны с Ближним и Средним Востоком (Саудовская Аравия, Ирак, Иран, Кувейт и др.). Северной Африкой (Ливия, Алжир), Мексиканским заливом, Северным морем и другими регионами. Кроме того, в мире известно громадное количество мелких и средних местоскоплений. Вместе с тем неизвестны одиночные места скопления углеводородов. Все они размещаются группами, зонами, ассоциациями, образуя различные категории региональных скоплений нефти и газа.

Как показывают многочисленные исследования, размещение, ресурсов нефти и газа, типы их локальных и региональных скоплений находятся в тесной связи с геологической историей развития определенных типов геоструктурных элементов земной коры (платформы, геосинклинали и т. д.) и с особенностями строения и состава слагающих их осадочных отложений. Поэтому первостепенной задачей, стоящей перед геологами и геофизиками, является проведение нефтегазогеологического районирования исследуемой нефтегазоносной или перспективной территории, т.е. выделение в ее пределах различных единиц нефтегазогеологического районирования. При этом в основу выделения указанных единиц должен быть положен главенствующий принцип — тектонический.

Классификация нефтегазоносных территорий и нефтегеологическое районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо при научно обоснованном прогнозировании нефтегазоносности недр и выбора направлений поисково-разведочных работ.

Исходя из планетарной приуроченности региональных нефтегазоносных территорий мира к различным геоструктурным элементам земной коры (своды, впадины, прогибы, мегавалы и т. д.), А. А. Бакировым разработана классификация региональных нефтегазоносных территорий и соподчиненность различных единиц нефтегазогеологического районирования. Основываясь на тектоническом принципе, А. А. Бакиров в качестве основных единиц нефтегазогеологического районирования рекомендует выделять в платформенных и складчатых территориях нефтегазоносные провинции, области, районы и зоны нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная провинция — единая геологическая провинция, объединяющая ассоциацию смежных нефтегазоносных областей и характеризующаяся сходством главных черт региональной геологии и в том числе общностью стратиграфического положения основных регионально нефтегазоносных отложений в разрезе. По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная область—территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующихся общностью геологического строения и геологической история развития, включая палеогеографические и литолого-фациальные условия нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение крупных отрезков геологической истории.

Нефтегазоносный район—часть нефтегазоносной области, объединяющая ту или иную ассоциацию зон нефтегазонакопления и выделяющаяся или по геоструктурному, или по географическому признаку.

Зона нефтегазонакопления — ассоциация смежных и сходных по геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе связанных между собой локальных ловушек.

В зависимости от генетического типа составляющих зоны нефтегазонакопления ловушек они подраздёляются на структурные, литологические, стратиграфические и рифогенные.

Нефтегазоносные провинции, области, районы и зоны нефтегазонакопления относятся к региональным, а местоскопления (месторождения) и залежи относятся к локальным скоплениям нефти и газа.

По Бакирову области разделяются на две основные группы:

1. Области платформенных территорий

2. Области переходных и складчатых территорий.

В первой группе выделяются

1 Нефтегазовые области сводовых поднятий - Татарский свод, Пермо-Башкирский свод, Сысольский свод и др.

2. Внутри платформенные впадины – Денисовская впадина, Хорейверская впадина и др.

3. Нефтегазоносные области линейно-вытянутых внутри платформенных поднятий.

4. Нефтегазовые области авлакогенов и рифтов.

5.Региональные моноклинали – юго-восток русской платформы, граничащий с Предуральским прогибом.

Вторая группа - области переходных складчатых территорий:

1. Внутрискладчатых (межгорных впадин – Фергана.

2. Мегаантиклинальная и мегасинклинальная, т.е приурочена к этим структурам.

3. Срединных массивов и межгорных впадин – Центрально-Ианский срединный массив.

4. Рифтовых типов – Лос-Анджелес.

Классификация по геотектоническим принципам несовершенна. На это указывает то обстоятельство, что классификация самих тектонических структур до конца не разработана, встречается много месторождений нефти и газа различных типов в различных областях. Например в платформенных областях, в переходных и складчатых областях есть области рифтовых типов, но ведь рифтовые системы –это единые системы, они равнозначно пересекают и горноскладчатые и платформенные области. А вот авлакогены – характерны только для платформенных областей.

Далее выделяются более крупные территории - нефтегазоносные провинции. Основным критерием выделения по А.А.Бакирову является:

- на платформах – геологический возраст консолидации складчатого фундамента

- стратиграфический диапазон региональной нефтеносности садочного покрова

- характерные особенности региональной тектоники.

В складчатых областях:

- геологический возраст формирования складчатости

- стратиграфический диапазон региональной нефтеносности осадочного покрова

- характерные особенности региональной тектоники.

Помимо различия по возрасту складчатого основания нефтегазоносные провинции (нгнпр) различаются главными чертами региональной геотектоники вследствие их приуроченности к определенным структурам первого порядка: плитам, сегментам, мегаструктурам.

Например, выделяются НГНПР.

Несовершенство классификации сразу проявляется: ТПП –что за провинция, куда ее отнести или еще – одновременно провинция связывается с авлакогеном (Печоро-Колвинским авлакогеном). С которым связываются основные запасы нефти и газа.

Тимано-Печорский НГБ: нефтегазогеологическое районирование.

НГО: Тиманская, Ижма-Печорская (Омра –Сойвинский выступ и Мечаю-пашнинский вал),

Печоро-Колвинская НГО (Колвинский мегавал, Денисовская впадина с уник. нефт. и газ местр-ми)

Хорейверская НГО, (на востоке Варандей-Адзьвинскую струк. зону). Наиболее вост явл Предуральский краевой прогиб, Северо-Предуральская НГО (Коротаихинская впадина, Большесыненская впадина, Косью-Роговская впадина, Верхнепечорская впадина) с дока­занной промышленной нефтегазоносностью почти всего чехла, начиная от ордовикских отложений.

Таким образом, н.г.р. должно проводиться на тектонической основе с выделением в пределах исследуемой территории геоструктурных элементов, с которыми связываются нефтяные и газовые залежи.

Основные тектонические районы ТП НГБ

Выделяются следующие тектонические зоны с запада на восток:

1) Тиманский кряж включает Ухта-Ижемский вал. Ему соответствует в нефтегазогеологическом районировании Тиманская перспективная нефтегазоносная область.

2) Ижма-Печорская впадина – Ижма-Печорская нефтегазоносная область: а) Омра-Сайвенский выступ б) Мичаю-Пашнинский вал.

3) Печоро-Колвинский авлакоген – Печоро-Колвинская нефтегазоносная область а) Печоро-Кожвинский мегавал б) Денисовская впадина в) Колвинский мегавал.

4) Хорейверская впадина 4а) Варандей – Адзьвинская зона.

Зоны 4 и 4а составляют вместе Хорейверскую – Морейюскую НГО, вал Сорокина.

5) Северопредуральский краевой прогиб, ограниченный с востока Уральским кряжем. Северо-Предуральская НГО а) Коротаихинская впадина НГО 2-го порядка б) Косью-Роговская впадина НГО 2-го порядка в) Большесынинская впадина НГО 2-го порядка г) Верхнепечорская впадина НГО 2-го порядка.

Таблица 15. Нефтегазоносные провинции России и сопредельных стран.

Провинция

Тектоническая структура

Мощность осадочного чехла в км

Основные нефтегазоносные комплексы

Примеры месторождений

Нефтегазоносные провинции древних платформ

Древняя (докембрийская) русская платформа

Волго-Уральская

Волго-Уральская синеклиза

1-6

P,C,D

Ромашкинское, Оренбургское

Тимано-Печорская

Печорская синеклиза

1-7

T, P ,C, D, S, O

Усинское Шапкинское

Прикаспийская

Прикаспийская

6-16

K, J, T, P, C, D

Тенгиз, Астраханское

Днепровско-Припятская

Днепровско-Донецкий грабен, Припятская впадина

2-10

J, T, P, C, D

Речицкое Шебелинское

Прибалтийская

Балтийская синеклиза

1 – 3,5

S, O, C,

Красноборское, Ушаковское

Сибирская (Восточно-Сибирская) платформа

Ангаро-Ленская (Лено-Тунгусская)

Лено-Тунгусская плита

2 - 7

C, V, R

Марковское, Среднеботуобинское

Лено-Вилюйская

Вилюйская синеклиза

2-14

J, T, P,

Средневилюйское

Енисейско-Хатангская (Енисейско-Анабарская)

Енисей-Хатангский, Лено-Анабарский прогибы

2-11

K, J, T, P

Пеляткинское

Нефтегазоносные провинции молодых платформ

Западно-Сибирская

Западно-Сибирская эпигерцинская плита

1,5-5,5

K, J

Самотлор, Уренгой

Туранская

Туранская эпигерцинская плита

2-6

P, K, J, T

Предкавказско-Крымская (Скифская)

Скифская эпигерцинская плита

2-6

N, P, K, J, T, P

Нефтегазоносные провинции складчатых территорий (геосинклинальные)

Закавказская

Закавказский межгорный прогиб, Южно-Каспийская впадина

3-10

N, P, K

Нефтяные камни

Западно-Туркменская

Западно-Туркменская межгорная впадина

1-15

N, P,

Газли

Тяньшань-Памирская

Ферганская, Таджикская, Чу-Сарысуйская межгорные впадины

2-9

N, P, K, J, P, C, D

Дальневосточная (Охотская)

Синклинории о-ва Сахалин и п-ва Камчатки

2-6

N

Нефтегазоносные провинции переходных территорий
Предуральская	Предуральский прогиб	4-14	P, C, D, S, O
Предкарпатская	Предкарпатский прогиб	2-8	N, P, K, J
Предкавказская	Предкавказский прогиб	4-12	N, P, K, J, T
Предверхоянская	Предверхоянский прогиб	2-14	J
Нефтегазоносные провинции арктических морей России
Баренцевоморская	Баренцевоморская древняя плита	3-18	J, T

Выделяются нефтегазосные пояса – они выделяются Бакировым в складчатых областях и представляют собой совокупность НГНПР, расположенных в пределах той или иной складчатости и генетически связаны с формированием этого складчатого пояса. Можно выделить, как пишет Бакиров, нефтеносные пояса, приуроченные к герцинской складчатости, мезозойской и т.д.

В платформенных областях выделяются по Бакирову ассоциации НГНПР, расположенных на платформах с разным возрастом складчатого фундамента.

Нефтегазоносное районирование проводится не только пространственно, но и в геологическом разрезе исследуемых территорий.

Основными единицами нефтегазогеологического расчленения разреза нефтегазоносных территорий являются: нефтегазовая формация, региональный, субрегиональный, зональный нефтеносный комплексы.

Нефтегазоносная формация (НГФ) – естественноисторическая ассоциация горных пород, генетически связанная между собой во времени и пространстве по региональным палеогеографическим и палеотектоническим условиям благоприятным для развития процессов нефтегазообразования и нефтенакопления.

Дело в том, что нефтегазонакопление связано не только с тектогенезом, но и с литогенезом, причем с определенными формациями и фациальным развитием их образований и их распространением. В тоже время тектоненез и литогенез в истории развития Земли – это в сущности две стороны единого историко-геологического процесса. Общепринятого определения понятия нефтегазоносной формации не имеется. Определение Бакирова основано на представлении о биогенном происхождении нефти, поэтому так сложно увязать ассоциации нефтегазоносных пород с фациальными и палеотектоническими условиями их образования. Если рассматривать предложенную характеристику с точки зрения абиогенного происхождения, то тесная увязка нефтегазоносности с палеотектоническими и тектоническими условиями совсем необязательна – в зависимости от времени проникновения флюидов в данную толщу.

Латерально НГФ (если хорошие нефтегазоносные породы не объединились в формации) распространяются, как правило, на сотни и тысячи километров, охватывая, территории нескольких крупных геоструктурных элементов. Мощность их развития в литосфере колеблется от сотен до тысяч метров.

НГФ может охватывать одно или несколько литолого-стратиграфических подразделений преимущественно сложенными из одной литологической разности пород или же представлять собой толщу чередующихся пород различного литологического состава.

В составе НГФ некоторые исследователи выделяют субформации в зависимости от приуроченности к различным тектоническим элементам первого порядка, от особенностей палеографических условий накопления, от преобладающего литологического состава, а также от фазового состояния содержащихся в них УВ.

ВЫДЕЛЯЮТ:

Региональный комплекс – литолого-стратиграфический комплекс пород в составе формаций, характеризующийся региональной нефтеносностью в пределах обширных территорий и охватывающий ряд смежных крупных структурных элементов (своды, впадины и др.)

Субрегиональный нефтегазоносный комплекс – это литолого-стратиграфический комплекс пород в составе нефтегазоносных формаций, который нефтегазоносен только в пределах одной нефтетегазоносной области. Приурочен к одному из крупных структурных элементов.

Зональный нефтегазоносный комплекс – определенные литолого-стратиграфические комплексы только в пределах отдельных районов или зон нефтенакопления. Некоторые исследователи (Брод, Еременко) основным подразделением нефтегазорайонирования считают «нефтегазоносный бассейн» и понимают под этим термином области крупного и длительного погружения в современной земной коре с которыми связаны зоны нефтенакопления и нефтематеринские породы (Породы, и способные в подходящих условиях генерировать углеводороды называются нефтематеринскими.

В труде теоретические основы и методы поисков и разведки скоплений нефти и газа А.А.Бакиров указывает, что термин бассейн буквально означает впадину или депрессию (мульду), и поэтому нефтегазоносный бассейн охватывает только одну группу разнообразных нефтегазоносных территорий. Это утверждение не соответствует действительности. Во-первых бассейн - это искусственный водоем, морской басен или речной – это площади, охваченные морем или рекой в геологическом смысле слова – замкнутая область непрерывного или почти непрерывного распространения пластовых осадочных ископаемых (угольные бассейны, солевые, рудные месторождения и нефтегазоносные бассейны). Поэтому принцип выделения нефтегазоносных бассейнов не является принципом выделения впадин.

Общей особенностью осадочных толщ, вмещающих  залежи  нефти - их субаквальное происхождение, то есть осаждение в водной среде. Первоначально представлялось, что такие толщи должны обязательно откладываться в морских условиях, но после открытия крупных месторождений в континентальных, озерных, дельтовых фациях в Китае стало ясно, что среда должна быть водной, но не обязательно морской. Нефтесодержащие толщи должны обладать не менее чем 2-3 километровой мощностью. Толщи такой мощности могут накапливаться в крупных впадинах земной коры, для чего требовалось длительное и устойчивое погружение соответствующих участков земной коры. Такие участки называются нефтегазоносными бассейнами.

Нефтегазоносный бассейн – область устойчивого и длительного погружения земной коры, в процессе которого формируется тело осадочных пород – состав, стороение, прогрессивный литогенез (преобразование пород во времени), условия образования которых обуславливают накопление ,преобразование и сохранность в них промышленных скоплений нефти и газа.

Тимано-Печорский НГБ: нефтегазогеологическое районирование и перспективы нефтеносности.

Выделяют семь НГО: Тиманская, Ижма-Печорская, Печоро-Кожвинская, Колвин-ская, Денисовская, Хорейверская, Варандей-Адзьвинская с дока­занной промышленной нефтегазоносностью почти всего чехла, начиная от ордовикских отложений.

В современной литературе этот принцип учитывает роль палеотектоники в образовании и размещении регионально нефтегазоносных территорий. Размещение их не оставалось постоянным как не оставалось постоянным размещение крупных геотектонических элементов земной коры, в том числе впадин внутри платформ и сводовых поднятий, а нередко претерпевало существенные изменения. При этом каждый новый крупный этап тектогенеза развивался на основе предыдущего, наследуя в начальной стадии структурные соотношения предыдущего этапа. В процессе дальнейшего развития постоянно возникали новые структурные соотношения с новыми качественными особенностями присущими этому данному этапу.

В ходе этих перестроек происходили весьма существенные изменения в пространственном размещении крупных геоструктурных элементов, а также в структурных их соотношениях, в связи с чем существенно географические, литолого-фациальные условия накопления и палеогидрогеологические условия, в том числе пространственное положение областей питания и разгрузки, а местами и направление региональной динамики подземных вод.

С этими изменениями в пространстве и во времени в пределах крупных геологических провинций в течение отдельных этапов развития геологической их истории происходило перемещение областей нефтегазонакопления и по-видимому нефтегазообразования. Таким образом возникали генетические связи формирования и размещения регионально нефтегазоносных территорий (нефтегазоносных бассейнов или областей по Бакирову).

Фактические данные показывают, что нефтегазоносные бассейны располагаются нередко на различных по своему геологическому строению и геологической истории крупных геотектонических элементах платформ и складчатых областей, хотя считается с точки зрения органической теории происхождения нефти, такое их размещение не может быть. Поскольку условия формирования и размещения регионального нефтегазонакопления как в разрезе, так и в пространстве различны. Действительно, если подходить с позиций биогенного происхождения этого не может быть, но если подходить с точки зрения неорганической теории происхождения нефти – с точки зрения поступления флюида из глубоких горизонтов земной коры, скорее всего из астеносферы.

Астеносфера — (от др.-греч. asthees — слабый и др.-греч. σφαῖρα) верхний пластичный слой верхней мантии Земли. Астеносфера выделяется по понижению скоростей сейсмических волн. Выше астеносферы залегает литосфера — твёрдая оболочка Земли.

Если учитывать, что пути миграции флюидов связаны с глубинными разломами, то становится понятно, нефтегазоносные бассейны связаны именно с различными геотектоническими структурами, объединенными в бассейн только потому, что имеют повсеместно распространенные на территории залежи нефти и газа.

Дело в том, что глубинные разломы также как геотектонические единицы имеют свою классификацию – одни приурочены к крупным геотектоническим единицам, другие – глобально пересекают их и протягиваются на тысячи километров. Такие глубинные разломы не могут представляться как дизъюнктивы, которому мы привыкли в структурной геологии (одна плоскость нарушения) и совершенно очевидная амплитуда.

Дизъюнктивные нарушения (от лат. disjunctivus - разделительный* a. - разрывы сплошности геол. тел. Общий термин для трещин, разрывов, разломов. По происхождению Д. н. делятся на нетектонические, возникающие при сокращении объёма породы, выветривании, оползнях, падении метеоритов, и тектонические, подразделяемые на разрывы без смещения (трещины) и разрывы со смещением (Сбросы, Взбросы, Сдвиги, Надвиги, шарьяжи и раздвиги). По отношению к складчатым и др. тектонич. структурам они могут быть краевыми или граничными, внутренними и сквозными; по глубине проявления - приповерхностными или глубинными, рассекающими земную кору и верх. мантию.

Глубинные нарушения Земли, именно Земли, а не литосферы, всегда имеют трехмерное строение: длина, глубина и толщина. В поперечном сечении такие разломы представлены сериями отдельных дизьюнктивов сбросо-надвигового и надвигового характера, причем с многочисленными плоскостями нарушений, сопровождаемыми всеми атрибутами присущими плоскостям скольжений - перетертыми породами в плоскости нарушения (брекчии и меланж). Вся зона нарушений достигает в ширину десятки, а возможно и первые сотни километров и часто представляет собой зону региональной трещиноватости, распространенной на значительную глубину. Такое строение глубинных разломов имеет место в действительности, совершенно независимо от того считаем мы их путями миграции УВ из зон верхней мантии или наоборот, считаем, что нефть и газ образуется из захороненной органики в осадочной толще при определенных термобарических условиях.

С учетом изложенного НГГР-е должно основываться, прежде всего, на выделении в пределах каждой исследуемой территории по определенной системе соподчиненности и градации различных генетических типов, крупных геоструктурных элементов, характеризующихся особенностями геологического строения и геологической историей, а также особенностями состава осадочных формаций, участвующих в их строении. Кроме того, в пределах каждой изучаемой территории должно одновременно производиться районирование территории палеобассейнов седиметации по каждому крупному циклу осадконакопления с расчленением их на районы и области по палеотектоническим, палеогеографическим, литофациальным и палеогидрографическим условиям накопления осадков. При этом нужно изучать и тектонические нарушения, которые вместе с колебательными движениями литосферы создали в современный структурный план, каждой геологической эпохи. Следует заметить, что к нефтегазоперспективным территориям (бассейнам, областям, провинциям) какие бы категории они не занимали в различных классификациях, необходимо относить районы и области с погруженным фундаментом (или консолидированная кора) до 1.5 км и более.

На заключительной стадии нефтегазогелогического районирования составляются карты и схемы следующего содержания:

1. разломы блоковой тектоники;

2. внутреннего строения фундамента;

3. рельефа поверхности фундамента;

4. структурные карты различных горизонтов;

5. мощности и литологии отдельных толщ;

6. мощности и литологии различных коллекторов и покрышек;

7. пересчитываются запасы УВ одновременно и с их физико-химической характеристикой;

8. распространение локальных структур и их сочетаний, зон выклиниваний, рифов и других ловушек нефти и газа.

Лекция№4-5. Стадийность поисково-разведочных работ и применяемые методы