Нефтегазоносные провинции и нефтегазоносный бассейн НГБ
При любых разведочных работах на нефть и газ, вне зависимости от того, проводят ли их крупные частные нефтяные компании или государственные, возникает острая необходимость решить, какие из еще не разведанных или слаборазведанных провинций или регионов наиболее перспективны и окупятся ли затраченные на разведку месторождений средства. Лишь очень немногие организации, если вообще такие имеются, могут вести разведочные работы широкого масштаба на всех возможных территориях. Каждая организация из большого числа районов выбирает такие, которые она считает наиболее благоприятными в данной конкретной ситуации. Крупная компания должна распределять разведочные работы соответственно своей оценке существующих условий. Кроме геологических условий, при выборе регионов следует учитывать существующую политическую обстановку, условия аренды площадей, расстояние от рынков сбыта и трубопроводов и стоимость работ (см. также гл. 15). Но в первую очередь выбор региона должен все же основываться на геологических данных, являющихся главными в комплексной оценке.
Наиболее важное достижение геолога-нефтяника — открытие залежи нефти или газа, которая свидетельствует о новой нефтегазоносной провинции. Какие же критерии должен применять геолог, чтобы выбрать для разведочных работ наиболее перспективную территорию? Какие признаки следует принимать в расчет? Каким образом можно сравнить перспективность таких, скажем, отдаленных территорий, как Флорида и Юта, Австралия и Северная Африка или как Франция и Англия? Для сохранения и увеличения мировых промышленных запасов нефти и газа ни нефтяной промышленности отдельных стран, ни частным компаниям нельзя рассчитывать на случайное открытие новой нефтегазоносной провинции. Для открытия нефтегазоносных провинций следует опираться на научный прогноз. Какие же геологические данные могут быть использованы для такого прогноза? Каким из этих данных следует отдать предпочтение перед другими, чтобы избежать ошибки? Некоторые из этих вопросов будут рассмотрены в настоящей главе. [В редакторском примечании ко 2-й главе (стр. 42) уже отмечалась неопределенность понятий о нефтегазоносных провинциях, а также субпровинциях.
Основным крупным элементом нефтегазогеологического районирования надо считать нефтегазоносный бассейн (НГБ). Это более или менее крупная (обычно значительно больше 103 км²) автономная впадина, выполненная субаквальными отложениями значительной мощности, в которой осадочные породы с рассеянным в них органическим веществом в течение длительного геологического времени ( n ×106 — n ×107 лет) могут находиться в зоне катагенеза с температурой 90±25°С, т.е. в зоне, где осуществляется главная фаза нефтеобразования.
В пределах сложных в геологическом отношении НГБ выделяются нефтегазоносные области, которые в свою очередь подразделяются на районы. Менее сложные нефтегазоносные бассейны непосредственно делятся на районы. Очень крупные НГБ, площадью более 106 км², можно называть мегабассейнами.]
При сравнении геологических условий известных нефтегазоносных провинций оказывается, что они чрезвычайно разнообразны. Каждая провинция имеет собственную, отличную от других геологическую историю, свои особенности тектонического строения, характерный стратиграфический разрез и специфические типы скоплений нефти и газа. Представляется крайне сомнительным, чтобы многие из этих характерных черт геологического строения могли быть точно предсказаны в новых неизученных провинциях, на территории которых запроектировано проведение буровых работ. Однако все же существуют некоторые эмпирически установленные особенности, которые, по-видимому, характерны для большинства продуктивных площадей и играют ведущую роль в предварительной оценке перспектив нефтегазоносности региона до открытия там промышленных месторождений. Среди этих особенностей геологического строения можно выделить следующие: 1) характер отложений, 2) нефте- и газопроявления, 3) поверхности несогласия, 4) зоны выклинивания проницаемых пород, 5) региональные сводовые поднятия, 6) характер локальных ловушек.
Эти черты могут быть выявлены частично по данным геологических исследований на поверхности, особенно в краевых частях региона, где обнажаются толщи, погружающиеся к центру бассейна. Следует учесть, что почти во всех перспективных регионах в больших или меньших объемах уже проводилось разведочное бурение. Особенно тщательному изучению следует подвергнуть стратиграфическую приуроченность и характер различных пластовых флюидов, встреченных в скважинах. Рассмотренные совместно с материалами геологических работ на поверхности эти данные могут оказать большую помощь в прогнозе геологических условий, существующих на глубине. Даже одна единственная разведочная скважина, пробуренная во внутренней части бассейна, на достаточном удалении от района выходов на поверхность горизонтов, погружающихся в бассейн, может иметь огромную ценность для составления многих типов карт, являющихся основой для понимания геологической истории региона. Но для того, чтобы разведочная скважина могла дать максимально возможное количество полезных сведений, она должна быть тщательно задокументирована, должно быть поднято достаточное количество керна, а образцы его подвергнуты детальному изучению.
Источник
Классификация нефтегазоносных провинций (бассейнов)
Классификация нефтегазоносных провинций
По тектонической природе, приуроченности к крупным тектоническим элементам земной коры Н.Ю.Успенская (1966г.) выделила классы, подклассы и группы провинций. Классов выделяются два: 1) провинции платформенных областей; 2) провинции складчатых (подвижных) областей. Подклассы выделяются по возрасту платформенных и складчатых областей, группы — по приуроченности к тектоническим элементам меньшего ранга (табл.1)
Нефтегазоносные бассейны древних платформ имеют докембрийский фундамент, палеозойский осадочный чехол. Некоторые бассейны древних платформ продолжали опускаться в мезозое и в меньшей мере в кайнозое. Такие бассейны, кроме палеозойских, содержат мезозойские и кайнозойские платформенные чехлы. Примерами их являются Мексиканский и Прикаспийский бассейны. Они характеризуются большими мощностями осадочного чехла, высоким этажом нефтагазоносности (до 10км.)
Примерами провинций крупных грабенов и авлакогенов на древних платформах являются Днепрово-Донецкая и Суэцкая провинции. Примерами провинций внутриплатформенных впадин являются Пермская, Западная, Внутренняя на Северо-Американском континенте. Примерами провинций склонов древних платформ являются: Волго-Уральский, Печорский бассейны на Русской платформе. К провинциям активизированных платформ относятся внутренние и краевые впадины Китайской, платформы.
Провинции классифицируются также по виду углеводородов (табл.2), величине запасов (табл.3) и возрасту (табл.4).
Распределение мировых запасов нефти и газа по стратиграфическим комплексам. По В.Ф.Раабену, 1978.
Глубинное положение основных этажей нефтегазоносности в разновозрастных отложениях. По В.Ф.Раабену, 1978.
1 – на платформах; 2 – в молодых складчатых областях
Таблица 1
Классификация нефтегазоносных провинций (по Н.Ю.Успенской, 1968)
Провинции платформенных областей
- Приуроченные к крупным грабенам, авлакогенам
- Провинции внутриплатформенных впадин
- Провинции склонов платформ
- Провинции активизированных платформ
- Провинции грабенов
- Провинции крупных внутриплатформенных впадин
Провинции складчатых областей
Молодых (Mz – Kz) складчатых областей
- Провинции эпипалеозойских орогенических областей
- Провинции передовых прогибов
Древних складчатых областей
- Провинции межгорных впадин и прогибов
- Провинции передовых прогибов
Для провинций молодых платформ характерны палеозойский возраст складчатого фундамента, чехол мезозойско-кайнозойского возраста. Провинции на молодых платформах приурочены к внутренним впадинам, некоторые из них относятся к типу грабенов (например, Рейнский).
Нефтегазоносные провинции, генетически связанные с складчатыми геосинклинальными областями, бывают двух типов: I)приуроченные к предгорным прогибам; 2) приуроченные к межгорным впадинам. В пределах палеозойских складчатых систем провинции второго типа неизвестны, но в их пределах иногда развиты эпипалеозойские орогенические впадины, образовавшиеся при повторной активизации складчатой системы в мезозое и кайнозое. Такие впадины в частности, образовались в зоне герцинид Тянь-Шаня. Фундамент их палеозойский, чехол — мезозойско-кайнозойский. Передовые прогибы расположены на стыке складчатых систем и платформ, заполнены в палеозойских системах пермскими, в мезозойско-кайнозойских — неогеновыми молассовыми грубозернистыми осадками поздних стадий развития складчатых областей. Межгорные прогибы развиты на срединных массивах, т.е. на блоках древнего фундамента внутри складчатых систем. Заполнены платформенным, полуплатформенным чехлом, сверху перекрыты молассами. Примерами их являются Ферганская и Таджикская впадины.
Нефтегазоносные бассейны территории СССР. По Э.А.Бакирову и др. 1990.
Нефтегазоносные бассейны (провинции): 1 – Предкарпатская; 2 – Прибалтийская; 3 – Днепрово-Донецкая; 4 – Тимано-Печерская; 5 – Предуральская; 6 – Волго-Уральская; 7 – Прикаспийская; 8 – Предкавказско-Крымская; 9 – Предкавказская; 10 – Закавказская; 11 – Западно-Туркменская; 12 – Туранская; 13 – Тяньшань-Памирская; 14 – Западно-Сибирская; 15 – Енисей-Хатангская; 16 – Предверхоянская; 17 – Лена – Вилюйская; 18 – Ангаро-Ленская; 19 – Дальневосточная.
Таблица 2
Классификация нефтегазоносных бассейнов по виду углеводородов, содержащихся в их недрах (по В.Ф. Раабену, 1978).
Преимущественно сапропелевое РОВ, дегазация за счет диффузии и фильтрации через покрышки
Распределение нефти и газа по разрезу и в плане неравномерное, обусловлено типом РОВ вмещающих пород, диффузией и фильтрацией
Преимущественно гумусовое РОВ, газ начальной и конечной стадий преобразования РОВ, газ биохимический
Таблица 3
Классификация нефтегазоносных бассейнов по величине запасов нефти и газа (по В.Ф.Раабену, 1978).
Потенциальные запасы условного топлива, млрд.тонн
Источник
Понятие о нефтегазоносных провинциях и бассейнах. Классификации
Основной целью нефтегазогеологического районирования является выделение в пределах материков и их подводных окраин, а также областей развития современных геосинклиналей элементов трех категорий:
1) нефтегазоносных, т.е. с выявленными скоплениями нефти и/или газа;
2) потенциально нефтегазоносных или перспективных в нефтегазоносном отношении;
3) возможно нефтегазоносных, т.е. территорий, степень изученности которых не позволяет оценить их перспективы однозначно.
Разработка методов нефтегазогеологического районирования является одной из важнейших задач геологии нефти и газа и основывается на выявленных закономерностях пространственного размещения месторождений нефти и газа и на представлениях о происхождении нефти (газа), об условиях формирования и сохранения этих скоплений.
Первые попытки нефтегазогеологического районирования были предприняты в конце XIX века, они сводились к оконтуриванию территорий с поверхностными проявлениями нефти, газа, выходами асфальта, грязевыми вулканами. Позднее была установлена связь нефтяных месторождений с зонами развития антиклиналей и разрывов (Г. Абих, 1847, Д.И. Менделеев, 1877, Г. Романовский, 1877).
В начале XX века Л. Дэлоне (1913), К.И. Богданович (1921) указали на связь скоплений нефти и газа с крупными структурными элементами (окраинами докембрийских платформ, молодой складчатостью и др.) и стратиграфическими подразделениями. В это же время на территории США выделены нефтегазоносные провинции (Э. Вудроф, Ч. Шухерт, 1919).
Структурный принцип нефтегазогеологического районирования возник в начале развития геологии нефти и газа, когда основным методом познания поисковых закономерностей распределения нефтяных и газовых месторождений было выявление связи месторождений с различными структурными элементами осадочной оболочки земной коры. Структурный принцип в начале своего развития не учитывал представления о происхождении нефти и газа и формирования их скоплений.
В 40-х годах и начале 50-х годов в нефтегазогеологическом районировании появилась новая тенденция в определении критериев перспективности. И.М. Губкин (1934), Н.С. Шатский (1936), И.О. Брод (1947), В.Е. Хаин (1951) и др. указывают на впадину, как на наиболее благоприятный структурный элемент для нефтегазообразования и нефтегазонакопления, хотя в то время большая часть открытых месторождений УВ размещалась в пределах крупных сводов, поднятий, крупных антиклинальных зон.
В 1947 г. И.О. Брод сформулировал закон нефтегазонакопления. Образование и сохранение скоплений нефти и газа обуславливаются главным образом преобладанием погружения на многих, как малых, так и крупных этапах колебательных движений, а также степенью захоронения возникающих залежей.
На основе этого закона возникло первое генетическое определение понятия: нефтегазоносная провинция – единый длительно существовавший седиментационный бассейн, характеризующийся общностью условий битумообразования и нефтегазонакопления (И.О. Брод, 1947). Таким образом, впервые было предложено выделять нефтегазоносные территории не по структурной принадлежности, как это делалось ранее и делается некоторыми исследователями сейчас, а по условиям генерации и аккумуляции УВ.
Термин нефтегазоносная провинция (НГП) принят А. Леворсеном, И.М. Губкиным, А.А. Бакировым А.Я. Кремсом и др.
А.И. Леворсен (1967) под нефтегазоносной провинцией понимает регион, в пределах которого нефтяные и газовые месторождения находятся в одинаковых или близких геологических условиях.
А.А. Бакиров (1971, 1973) определяет нефтегазоносную провинцию как геологическую провинцию, включающую ассоциацию смежных нефтегазоносных областей (НГО), обладающих общими характерными чертами нефтеобразования и нефтегазонакопления в течение отдельных крупных циклов геологической истории (периодов или даже эр).
Согласно «Словаря по геологии нефти и газа» (ВНИГРИ, 1988) нефтегазоносная провинция (НГП) — единица нефтегеологического районирования мегапровинций, соответствующая отрицательным геологическим объектам надрегионального масштаба и являющаяся ассоциацией смежных нефтегазоносных областей с общими главными чертами регионального геологического строения, истории развития в течение всего времени существования осадочного чехла, условий нефтегазообразования. НГП выделяются лишь в пределах платформ и краевых систем. Примерами НГП могут служить Волго-Уральская, Предкавказская, Тимано-Печорская и др.
В 1947 г. В.В. Вебер предлагает ввести термин нефтегазоносный бассейн, под которым он подразумевает область распространения нефтеносных фаций в течение всего периода существования бассейна седиментации. Под нефтеносными он понимает фации, которые формировались одновременно с накоплением исходного органического материала для образования нефти.
Термин бассейн широко применяется в геологии. Под ним обычно понимается более или менее изометричная впадина, сложенная осадочными породами. Однако наиболее часто понятие бассейн ассоциируется с полезными ископаемыми – углем, солью, нефтью, газом и в таких случаях понимается как область распространения этих ископаемых, причем занимающих лишь часть структурной впадины.
В 1951 г. В.Е. Хаин предложил заменить название нефтегазоносная провинция термином нефтегазоносный бассейн, еще раз подчеркнув тем самым связь нефтяных и газовых месторождений с впадинами различных размеров и строения. Под нефтегазоносным бассейном В.Е. Хаин предлагает понимать длительно развивающуюся тектоническую единицу, являющуюся в течение определенного отрезка геологического времени областью развития процессов нефтеобразования и формирования залежей нефти.
Источник