 |
|
|||
 |
||||||||||||||||||||||||||||||||
Меню |
||||||||||||||||||||||||||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
Вне бассейновое пространство (выступы кристаллических массивов, метаморфич. и магмат. пород, а также зон орогена) Для выделения границ бассейна используют комплекс геолого-геофизических исследований. 98%залежи нефти и газа приурочена к осадочным породам. 1,5 – 2% связана с магматическими и метаморфическими породами Нефтегазоносный басен – это область устойчивого и длительного прогибания ЗК, в процессе которого формируется осадочный комплекс (состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания которого обуславливают накопления и сохранность промышленных скоплений нефти и газа. Основные этапы развития учения о нефтегазоносных бассенов 1. Описательно-эмпический 2. Структурный 3. Структурно-генетический 4. Историко-генетический 1. Все время до начала 20 века отсутствует научная основа нефти и газа. Считалось, что нефть там где находится ее выход. К началу 20 века уже было представление о нефти. - происхождение нефти и газа (Ломоносов и Менделеев) - районирование нефтегазоносных территорий -представление о залежах с антиклинальной структурой - попытки первых классификаций (классификация структурных скоплений ) Приурочены к песчаникам. -представление о нефтематеринских слоях. В середине 19 века стали бурить скв. на нефть и газ. На начало 20 века 18000 скв. и добыто чуть больше > 20 млн. тонн. 51% на Россию 41% на США 2) Связь месторождений с антиклинальными структурами получила вид научной теории (исключительно в предгорьях) На основе этих взглядов началось масштабно-структурное геологическое картирование в предгорье. В России в первые появилось представление об образовании нефти за счет РОВ в глинистых породах сапропеливого типа. Именно с этого этапа и возникает органическая теория происхождения нефти. К концу этапа появляется больше данных о нефтегазоносности пластов. На юге СССР (Кубань, район грозного Ферганин). Нефтегазообразование – историческое явление, простирающееся в пространственных и временных границах. 3) Появилось представление о распространении нефти и газа в целых континентах. Этап прогресса в нефтегазовой геологии и поисково-разведочных работах. Геология нефти и газа становится самостоятельной дисциплиной (Волго-уральская западная сибирь). Укрепляются позиции органической теории. Более основательными становятся представления стадийности нефти и газа. Для образования нефти необходим температурный интервал 65-200 градусов. На глубинах больше 1,5 км. Время, необходимое для формирования залежи не менее 1 миллиона лет. Вассаевич четко связал нефтегазообразования со стадиями литогенеза. Он показал, что на ранних и поздних стадиях катогенеза образуется газ, а на средних – нефть, а затем конденсат. Представления о стадийности нефтегазообразования на этом этапе не имеют широкого применения. Роль катогенеза еще не понималась, поскольку считалось, что нефть образуется на стадии диагенеза. На этом этапе существует принцип дифференциального улавливания. В это же время было показано, что осадочные бассейны различны в условиях платформ и складчатых областей. В образовании бассейнов участвуют статических и динамические принципы, а в платформенном динамические. Первые классификации нефтегазоносных бассейнах на тектонической основе. 4) с конца 60-х годов как на суше, так и на море (Западная Сибирь, Днепрово-Донецкий бассейн, западно-Туркменская и средняя Азия, район между уралом и восточной сибирью, южный мангышлак – они выходят на шельф). Окончательно укрепились позиции с органической теорией. Было продолжено учение о нефтематеринских слоях. В кач-ве материнских пород стали пониматься любые типы породы, необходимым условием орг. Не менее 400гр/м.куб. В 1967г. Вассаевич предложил осадочно-миграционную теорию нефтеобразования. Появилось понятие о главной фазе нефтеобразования (ГФН) – условия, температура и давление при которых образуется максимальное кол-во нефти (60-150градусов). В 1976 Карпович вводит понятие о главной зоне нефтеобразовании. До МК1-МК3-газ МК2-нефть МК4-МК5-конденсат Подавляющая часть запасов 198 гигантских месторождений мира сосредоточина в интервале 1,5-3 км. От 2,4 до 3 км по отдельным бассейнам США. Доля нефтяных месторождений 45 %. 3-3,6 км – 37 % - нефть. 3,6-4,2 км – 30% - нефть. 4,2-5,8 км – 18% - нефть. Более 5,8 км- 11% - нефть. Стали учитывать роль катагенеза. Стадийность нефтеобразования была связан со стадийностью литогенеза. Принципиально новый этап изучения осадочных бассейнов В связи с появление тектоники литосферных плит, до появления тектоники плат развитие осадочных бассейнов рассматривалось как функция осадочных бассейнов (типичный статический фактор). Были изменены границы осадочных бассейнов. В частности были обнаружены крупные залежи складчатых, надвиговых бортах бассейнов, в передовых и межгорных бассейнах. Соответственно с этим бассейн стал рассматриваться как динамическая система с учетом горизонтальных и вертикальных движений и их обратимости во времени. Классификация. Все классификации разделяют на 3 группы: 1) Тектоническая (отличие складчатых областей) Процессы нефтегазогенерации различны. Классификация Брода 1964г. 3 типа бассейнов -платформенные -равнинные -межгорные 2) тектонодинамическая (фактор определяющий характер формирования зон нефтегазонакопления) Несмотря на качественную полноту есть существенный недостаток, применение таких классификаций не дает более высокую степень изученности бассейнов. 3)Историко-генетическая (осадко-миграционная теория) Бассейн рассматривается как целостная система, увязаны процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления со стадийностью прогрессивного литогенеза. Основана на применении тектоники литосферных плит. Особняком стоит эволюционно-тектоническая классификация нефтегазоносных бассейнов.
Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления По площади очаг гораздо больше чем зона. Иногда площадь очага соответствует площади бассейна. 1) Очаги нефтегазообразования. Существует стадийность образования УВ в нефтематеринских толщах (НМТ), зависящие от температуры. В приповерхностных условиях происходит биохимические процессы и образуется метан – Зона биохимического образования метана (зона диагенеза). При стандартных условиях осадконакопления не прерывно. Далее с глубиной нефтематеринская толща попадает в зону с высокой температурой, с глубиной температура падает образуется газ, нефть и газ, газ. В любом осадочном бассейне выделяется несколько генетических зон: - Зона биохимического газообразования (Т до 20 градусов). Диагенез (потенциально нефтепроизводящий) - Верхняя зона НГО (нефтегазообразования) (соответствует Т – 20-60 градусов) Начало прото-катагенеза ПК1 – ПК3. - Главная зона НГО (Т-60-150градусов в зависимости от типа бассейна) Мезокатагенез МК1 – МК3, от 1500-5000 км (нефтепроизводящая зона) - Нижняя зона НГО (главная зона газообразования) (Т-150-200 град.) МК4 – МК5, Средний катагенез. - Зона термокаталитического газообразования (Т-200-250 град.) катагенез (самая нижняя граница образованиия газов) - Зона кислых газов (Т- выше 250 град.) метаморфизм. Очаг нефтегазообразования – часть нефтематеринских пород находящихся с ГЗН. С появлением очага бассейн становится газоносным. Появление и развитие очага в пределах осадочного бассейна предопределяет создание условий нефтегазообразования, а так же переформирование и разрушение залежей УВ. Осадочный бассейн становится последовательно газоносным, на большей глубине нефтегазоносным, затем газонефтеносным, а после газоконденсатным. (Генерируется конденсат) Когда генетические особенности очага исчерпываются они становятся остаточно нефтегазаносными – ФОНТОМНЫМ. В этом случае очаги вместе с бассейном разрушаются и исчезают, превращаясь либо в горные сооружения или в фундамент новых осадочных бассейнов. То есть бассейны в которых присутствует залежь УВ, но отсутствует очаг наз. Фантомные. Положение очага в бассейне определяется рядом других факторов и связано с историей осадконакопления. Имеет значение положение очага относительно бортов бассейна. Они делятся на: · Полноочаговые (S очага большая, рифтово-грабенного типа. Н/п Лос-Анжелес) В этом случае залежи формируются путем вертикальной и ближней латеральной миграцией. · Ограниченноочаговые - центральноочаговые (симметричные) очаг в наиболее прогнутой зоне (погружной) - переферйноочаговые (ассиметричные) очаги наиболее погружены, участки смещены а) ув мегрируют из центра к бортам б) к одному из бортов (перекротон, бассейны) Если очаг находящийся вблизи пологих бортов бассейна, то залежи формируются путем дальней латеральной миграцией. Если крутой борт – вертикальная миграция. Значение имеет кол-во очагов бассейна: - моноочаговое - полиочаговое (нп, Западная Сибирь) Вывод: Наличие очага и его возможности – это определяющий фактор процесса генерации в бассейне. Бассейны начинают рассматривать по кол-ву очагов. Зоны нефтегазонакопления – это крупные, протяженные структуры в пределах которых создаются благоприятные условия для концентрации УВ. в залежах месторождениях. Условия формирования зон отражаются в морфологии и определяется тектоническими движениями литолого-стратиграфическими условиями накопления. Независимо от условий в пределах образования НГМпредставляет собой приподнятый участок (блоковое движение, рифогенные массивы, перемещение платформенных тел из корневые антиклинальные структуры). По характеру взаимоотношения осад.чехла и фундамента отличают зоны: 1. Длительно-унаследоваемым развитием – структуры, связанные с длительным поднятием фундамента (сводовые структуры). 2. Новообразованная – надрифтовые и авлакогеновые , развиваются на целевые, межсолевые и подсолевые (Уренгойско-Калтагорский тафрогент). В плане зоны НГМ может быть линейно-вытянутые и изометричные (наибольшее число). Наиболее распространенным типом зон является антиклинальный, 70% всех запасов УВ, в россии 98% из стран ближнего зарубежья. Условия образования очагов НГО Согласно осадочно-миграционной теории НГО сущ-ют след.основные понятия: - НГО органически связано с литогенезом. - НГО очень длительный и многоступенчатый процесс до 10 и 100 миллионов лет - образование и созревание рассеянных УВ (микро нефти) - переход микронефти в нефть - нефть образуется в областях длительного осадконакопления (осадочный бассейн) - нефть полистадийное, полигамное и полихромное состояние сформировывающееся в разное время. УВ соединения обязательный компонент осадочной породы n*1014 (микронефть) / n*1012 (нефть). НМО в процессе развития могут находится в 3-х состояниях: - потенциальное НМ – до вхождения в ГЗН. - нефтепроизводящее (находится в ГЗН) - нефтепроизводившее (прошли ГЗН). НГМ потенциально зависит от начальных условий формирования НГМТ, а также от последующих условий очага. Выделяют внутренний и внешний факторы оценки НГМП. Внутренний: связанный с качественными и количественными характеристиками потенциала очагов. Внешний: связан с условием его реализации . Внутренний фактор делится на 2 группы: 1. Факторы, связанные с литологией 2. Ф-ры, связанные с РОВ Внешние факторы: 1. Статический характер очагов и зон Страницы: 1, 2
| |
|||||||||||||||||||||||||||||||
| © 2010 Все права защищены. | ||||||||||||||||||||||||||||||||
