Региональная геология(раскрыть все вопросы)

1 - асфальт; 2 - линия выклинивания пласта-коллектора; остальные условные обозначения см. на рис. 9

Залежи литологическси ограниченные приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или к гнездообразно залегающим породам-коллекторам, окруженным со всех сторон плохопроницае-мыми породами.


Рис. 13. Залежи рифогенных образований в разрезе и в плане (а и б), стратиграфические залежи вразрезе и в плане (в и г): а - в одиночных рифовых массивах; б - в группе (ассоциации) рифовых массивов, в - в пределах локальных структур; г - в погребенных выступах кристаллических массивов.


Класс рифогенных залежей. Залежи этого класса образуются в теле рифовых массивов (рис. 13).
Класс стратиграфических залежей. Формирование залежей этого класса происходило в пластах-коллекторах, срезанных эрозией и стратиграфически несогласно перекрытых непроницаемыми слоями более молодого возраста.
Залежи стратиграфического класса могут быть обнаружены в антиклинальных, куполовидных и моноклинальных структурах. К ним относят и залежи, приуроченные к выветрелой части погребенных выступов кристаллических пород фундамента.



5. Периконтинентальный нефтегазовый бассейн

НГБ - впадина, сложенная осадочными породами и выраженная в современной структуре земной коры, формирование которой сопровождалось образованием углеводородов, аккумуляцией их в залежи и сохранением. Это площадь непрерывного или островного распространения нефтяных, газовых или газоконденсатных месторождений, значительная по размерам или запасам полезного ископаемого.
Нефтегазоносные бассейны подразделяются на нефтегазоносные районы. Нефтегазоносные районы подразделяются на зоны или ареалы нефтегазоносности. Зоны или ареалы нефтегазоносности подразделяются на нефтегазовые месторождения. Нефтегазовые месторождения подразделяются на нефтяные и газовые залежи или нефтяные и газовые горизонты
Обязательным условием нефтеобразования является существование крупных осадочных бассейнов, в процессе развития которых осадки (породы), содержащие углеродистое органическое вещество, могли при опускании достичь зоны, где осуществляется главная фаза нефтеобразования. Выделение осадочных бассейнов, являющихся родиной нефтегазовых бассейнов, имеет большое значение при нефтегазогеологическом районировании территорий и акваторий. Такие бассейны сильно варьируют по размерам — от нескольких тыс. до нескольких млн. км2, однако около 80 % их имеют площадь от 10 тыс. до 500 тыс. км2. НГБ занимают области накопления осадочных пород преимущественно субаквального происхождения c мощностью свыше 1000-1500 м. По особенностям формирования в них скоплений нефти и (или) газа различают: НГБ платформенных областей, складчатых областей и НГБ, расположенные на сочленении платформ и складчатых областей. B пределах платформ (древних и молодых) выделяют НГБ: наплитные, расположенные в пределах плит (Caxapo- Средиземноморский и др.); краевых узловых синеклиз (Центральноевропейский и др.); одиночных синеклиз (Мичиганский, Англо- Парижский и др.); грабенов (Рейнский, Реконкаву и др.), синеклиз, наложенных на грабены (Сунляо и др.); периконтинентальных впадин (Кванза-Камерунский, Гвинейского залива нефтегазоносный бассейн и др.). B складчатых эпигеосинклинальных областях выделяют НГБ: синклинориев (Лoc-Анджелес и др.), впадин срединных массивов (Паннонский), грабенов (Венский, Северо- Яванский и др.); в складчатых эпиплатформенных областях - НГБ межгорных впадин (Грин-Ривер и др.). Ha сочленении складчатых и платформенных областей образуются НГБ, включающие складчатый краевой прогиб (эпигеосинклинальный или эпиплатформенный) и прилегающий склон платформы (Персидского залива и др.). B зависимости от размеров НГБ содержит от нескольких месторождений нефти и газа до нескольких тысяч месторождений (НГБ Мексиканского залива - около 10 тыс., Пермский НГБ в США - свыше 5 тыс. месторождений нефти и газа). Существуют и др. классификации НГБ - по характеру обрамления (размерам, строению, генезису), возрасту фундамента, относитительному времени образования. Количество выделяемых НГБ у разных исследователей варьирует в широких пределах (200-600).
Промышленная нефтегазоносность установлена в 140 бассейнах; остальные являются перспективными. По тектоническому строению среди осадочных бассейнов различают внутриплатформенные (около 30 %), внутрискладчатые (около 35 %), складчато-платформенные, или краевых прогибов (около 15 %), периокеанические платформенные (около 15 %) и др. К кайнозойским отложениям приурочено около 25 % всех известных запасов нефти, к мезозойским - 55 %, к палеозойским - 20 %. В пределах нефтегазоносных бассейнов выделяют нефтегазоносные области, районы и (или) зоны, характеризующиеся общностью строения и автономией. Месторождение нефти является основной низшей единицей районирования. Это участки земной коры площадью в десятки — сотни, редко тысячи км2, имеющие одну или несколько залежей нефти в ловушках. Большей частью это участки, где нефть собирается путём боковой или реже вертикальной миграции из зон нефтеобразования.

6. Главный принцип разведки покрышки (флюидоупор)

Одно из обязательных условий формирования и сохранения промышленных скоплений нефти и газа в земной коре - наличие в разрезе не только пород-коллекторов, но и пород-покрышек (флюидоупоров), т. е. таких пород, которые практически непроницаемы. Только чередование в разрезе пород-коллекторов н флюидоупоров, наряду с другими факторами, создает оптимальные условия для образования промышленных скоплений углеводородов. Флюидоупоры различаются по характеру распространения (протяженности), по мощности, литологическим особенностям, степени нарушенности сплошности, минеральному составу и т.д. Этими же факторами определяются их экранирующие свойства.
Наиболее надежными флюидоупорами являются глинистые толщи и эвапориты (соль, гипс, ангидрит). Экранирующие свойства глин зависят от их состава, мощности и выдержанности, песчанистости или алевритистости, вторичных изменений, трещиноватости. Большое значение также имеют находящиеся в глинах вода и органические вещества. Изначальные свойства глин и характер их вторичных изменений во многом определяются теми примесями (терригенными, карбонатными, кремнистыми), которые в них присутствуют. Большое влияние на экранирующие (фильтрующие) свойства глин оказывают их текстурные особенности, связанные с генезисом и минеральным составом. Глины с высокоупорядоченной слоистой текстурой, которая образуется вследствие однообразной ориентировки чешуек, будут вести себя иначе, чем глины с петельчатой, узловатой, спутанно-волокнистой, хлопьевидной структурой.
Трещиноватость, присутствие прослоев песчаников, алевролитов ухудшают качество и надежность покрышек. Среди глинистых покрышек относительно хорошими флюидоупорами являются монтмориллонитовые разности, которые при наличии влаги разбухают и совершенно теряют фильтрационные свойства.
Соли, гипсы и ангидриты являются, по-видимому, наилучшими по крышками, хотя и сквозь их толщу проходит медленный, но постоянный по
ток углеводородов. Более пластичные покрышки каменной соли являются лучшими по качеству, чем ангидриты и гипсы. С увеличением глубины возрастает пластичность солеи и сульфатных пород, в связи, с чем улучшаются и их экранирующие свойства. Для повышения качества флюидоупоров это в целом благоприятно, например, ангидриты после уплотнения становятся более непроницаемыми. Выделение большого количества воды (при переходе гипса в ангидрит) приводит к возникновению зон аномально повышенных давлений ниже эвапоритов. Соли часто в пределах одного нефтеносного район разделяют горизонты, содержащие нефти различного состава, что свидетельствует об их высокой эффективности как экранирующих разделов.
Кроме глин и эвапоритовых отложений флюидоупорами могут быть покрышки, относящиеся к разряду плотностных, образуются обычно толщами однородных монолитных, лишенных трещин тонко кристаллических, известняков, реже доломитов, мергелей, аргиллитов. Однако ангидриты и плотные аргиллиты при возникновении в них трещиноватости теряют свойства флюидоупоров и становятся частично коллекторами.
Карбонатные покрышки характерны для нефтяных залежей платформенных областей, для условий пологого залегания пород. Карбонатные покрышки часто ассоциируются с карбонатными коллекторами, границы между ними имеют весьма сложную поверхность. Для карбонатных покрышек характерно быстрое приобретении ими изолирующей способности (в связи с быстрой литификацией и кристаллизацией карбонатного осадка). Для плотностных покрышек большое значение имеет мощность, увеличивающая в целом крепость пород. Плотностные покрышки теряют свою герметичность на больших глубинах за счет появления трещин механического образования.
Поскольку нефть и природный газ легче воды, они всплывают кверху. Поэтому при рассмотрении природных резервуаров особенно большое внимание уделяется характеру перекрытия их непроницаемыми породами сверху, так называемой покрышке. Покрышка важна и в другом отношении. Создание в резервуаре водонапорной (артезианской) системы возможно только при наличии покрышки. Существенное значение также имеет и наличие нижней ограничивающей водоупорной поверхности. Таким образом, для соотношения подвижных веществ в природном резервуаре большое значение имеют водоупорные разделы, ограничивающие резервуар.
Различают региональные, зональные и локальные покрышки. Региональные покрышки имеют широкое площадное распространение, характеризуются значительной мощностью и литологической выдержанностью. Они обычно выдерживаются в пределах отдельных нефтегазоносных областей и провинций. При определенных условиях региональные нефтегазоупоры обусловливают общие закономерности распределения скоплений нефти и газа в разрезе. Зональные покрышки бывают выдержаны как минимум в пределах одной зоны нефтегазонакопления. Локальные покрышки имеют ограниченное распространение, часто занимают площадь одного или нескольких месторождений. Они обусловливают сохранность отдельных залежей и характер их распределения в разрезе месторождения.

7. География месторождений нефти и газа


Распределение месторождений нефти и газа на поверхности Земли очень неравномерно (рис. 14). Заведомо лишены промышленных залежей абиссальные равнины океанов и срединно-океанические хребты, кристаллические щиты древних платформ с выходами на поверхность глубокометаморфизованных пород докембрия, осевые зоны складчато-покровных горных сооружений, сложенные интенсивно дислоцированными и в той или иной степени метаморфизованными толщами пород. Но уже в последнем случае следует сделать оговорку: по периферии таких сооружений под тектоническими покровами кристаллических пород нередко обнаруживают неметаморфизованные и нефтегазосодержащие толщи, ярким примером могут служить Скалистые горы Канады и США.
Уже достаточно давно нефть и газ добывают не только на суше, но и в море, начало чему было положено на Каспии и в Мексиканском заливе. При этом в поисках залежей нефти бурение уходит на все большие глубины моря; чемпионом в этом отношении является Бразилия, где добычу ведут уже на глубине более 1700 м. Открытие месторождений нефти и газа в Северном море превратило Великобританию и Норвегию из потребителей нефти и газа в ее экспортеров.
Богатейшим нефтегазоносным регионом в масштабе всей планеты является регион Персидского залива. Благодаря открытию огромных залежей нефти страны аравийского побережья залива, прежде безжизненно-пустынные и населенные редкими кочевыми племенами, теперь покрыты зелеными оазисами с белокаменными городами и за короткий срок достигли значительного процветания. Двумя другими крупнейшими нефтегазоносными бассейнами являются Западно-Сибирский бассейн, благодаря запасам газа которого Россия занимает первое место в мире, и бассейн Мексиканского залива (США, Мексика). Остальные бассейны показаны на рис. 14.


Рис. 14. Карта основных нефтеносных бассейнов мира

Список использованной литературы

1. Бакиров А.А. Геология и геохимия нефти и газа. М.: Недра, 1982. - 288 с.
2. Вассоевич Н.Б. Избранные труды. Геохимия органического вещества и
происхождение нефти. М.: Наука, 1986. - 368 с.
3. Ежова А. В. Литология: учебник / А.В. Ежова; Томский политехнический
университет. – 2-е изд. − Томск: Изд-во Томского политехнического уни-
верситета, 2009. − 336 с.
4. Еременко Н.А., Челингар Г.Б. Геология и нефти и газа на рубеже
веков. М.: Наука, 1996. - 176 с.
5. Карцев А.А. Основы геохимии нефти и газа. М.: Недра, 1978.- 279 с.
6. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для
ВУЗов: Уфа.:ООО «ДизайнПолиграфСервис. 2001 - 544с.
7. Леффлер Уильям Л. Переработка нефти. - 2-е изд., пересмотренное / Пер. с
англ. - М.: ЗАО «Олимп-Бизнес», 2004. - 224 с.
8. Семенович В.В., И.В. Высоцкий, Ю.И. Корчагина. Основы геологии
горючих ископаемых. М.: Недра, 1987. - 397 с.
9. Соколов Б.А., Баженова О.К., Трофимук А.А. Структурные и истории
ко - генетические построения при поисках нефти и газа. М.: Изд-во Моск.
ун-та, 1998. - 176 с.
10. Тиссо Б., Вельте Д. Образование и распространение нефти. М.: Мир,
1981, - 501 с.
11. Хант Дж. Геохимия нефти и газа. М.: Мир, 1982. - 704 с.











33