Основные этапы развития учения о нефтегазоносных бассейнов

1. Описательно-эмпирический;

2. Структурный;

3. Структурно-генетический;

4. Историко-генетический.

 

1) До начала 20 века нет научной основы нефти и газа. Предполагалось, что нефть там, где имеется 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 скважины на нефть и газ. На начало 20 века 18000 скважин и добыто чуть больше 20 млн. тонн.

51% на Россию

41% на США

2) Взаимодействие месторождений с антиклинальными структурами получила вид научной теории (только в предгорьях).

На почве этих суждений развивалось масштабно-структурное геологическое картирование в предгорье.

В России впервые возникло мнение об образовании нефти за счет РОВ в глинистых породах сапропеливого типа. Именно с этого момента и появляется органическая теория рождения нефти.

К завершению этапа возникает много материалов о нефтегазоносности пластов. На юге СССР (Кубань, район грозного Ферганин).

Нефтегазообразование – историческое явление, лежащее в пространственных и временных границах.

3) Возникло представление об увеличении количества нефти и газа в целых континентах. Уровень развития в нефтегазовой геологии и поисково-разведочных работах. Геология нефти и газа является обособленной дисциплиной. (Волго-уральская западная Сибирь).

Становятся прочными точки зрения органической теории. Наиболее фундаментальны представления стадийности нефти и газа.

Для формирования нефти нужен температурный интервал 65-200 градусов. На глубинах более 1,5 км.

Время, нужное для образования залежи - не меньше 1 миллиона лет.

Вассоевич объединил нефтегазообразования со стадиями литогенеза. Он показал, что на начальных и конечных стадиях катогенеза формируется газ, а на средних – нефть, а после конденсат.

Мысли о стадийности нефтегазообразования на данном уровне не представляют масштабного использования.

Значимость катогенеза еще не понимали, так как считалось, что нефть формируется на стадии диагенеза.

На этом этапе бытует принцип дифференциального улавливания.

В этот же момент показали, что осадочные бассейны не одинаковы в условиях платформ и складчатых областей.

В формировании бассейнов работаю статические и динамические принципы, а в платформенном только динамические.

Изначальные классификации нефтегазоносных бассейнов на тектонической основе.

4) В конце 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).

Прочно укрепились позиции с органической теорией. Не останавливалось изучение нефтематеринских слоев. В виде материнских пород начали пониматься разные типы пород с важным условием орг. не меньше 400гр/м.куб.

В 1967г. Вассоевич показал осадочно-миграционную теорию нефтеобразования.

Возникли понятия о первостепенной фазе нефтеобразования (ГФН): условия, температура и давление - при которых образуется самое большое количество 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 огромных залежей мира сгруппирована 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.

Начали брать во внимание роль катагенеза. Стадийность нефтеобразования была связана со стадийностью литогенеза.

Принципиально новый этап  изучения осадочных бассейнов

Из-за появления тектоники литосферных плит, до появления тектоники плат эволюция осадочных бассейнов учитывалась, как функция осадочных бассейнов (типичный статический фактор).

Были изменены границы осадочных бассейнов. Также были выявлены большие залежи складчатых, надвиговых бортах бассейнов, в передовых и межгорных бассейнах.

Соответственно, поэтому бассейн стал расцениваться, 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). Не зависимо от хорошей полноты, есть большой недостаток. Использование таких классификаций не дает наиболее высокую степень узнаваемости бассейнов.

3. Историко-генетическая (осадко-миграционная теория). Бассейн видят, как целостную система. Связаны процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления со стадийностью прогрессивного литогенеза. Разработана на применении тектоники литосферных плит.

Особняком стоит эволюционно-тектоническая классификация нефтегазоносных бассейнов.пы бассейнов
латформенный
поясо

Подтип	Класс	Примеры
Внутриплатформенный (Интракратонный)	1.Рифтовый     2.Синеклизный	1.Днепрово-Донецкий, Красное море, Суэтский залив, Припятский, Рейнский, Шотландский, Западно-Английский. 2.Англо-Парижский, Западно-Сибирский, Мичиганский, Иллинойский, Уиллистонский, Среднерусский, Среднеамазонский, Мараньяо
Окраиноплатформенный (перикратонный)	1.Собственно-перекратонный 2.Перикратонно-орогенный	1.Мексиканский залив, Ливийско-Египетский, Арктический склон Аляски, 2.Персидский залив, Волго-Уральский, Западно-Канадский, Баренцево-Морско-Печерский, Прикаспийский.
Перикратонно-океанический	1.Рифтовый     2.Переокеанический	1.Восточно-Канадский, острова Святого Лаврентия, Камбейский, Адомский залив, Сен-Винсет. 2.Бассейн Атлантического побережья Африки и Южной Америки, (Нигерийский, Бразильский, Синегальский, Камерунский,)
Островодужный	1.Преддуговые     2. Междуговые   3.Тыльнодуговые	1.Южно-Аляскинский, Лисий, Ятанага,Тонга, Барбадос-Тобаго, Никобарский, Курило-Камчатский, Южно-Курильский, Южно-Ханкойдинский, 2.Лусон, Вагелкон, Сулно-Алованский, Центрально-Филиппинский. 3.Южно-Охотский, Ценсу, Северо-Суматринский, Северо-Калимантанский,
Орогенный	1. Окрайно-континентальный орогенный 2.Межконтинентальный орогенный 3.Периконтинентально-океанический орогенный 4.Внутриконтинентальный орогенный 5.Переконтинентально-орогенный	1.Нортон, Андаманскй, Бристольский, Северо-Явинский, Сахалино-Охотский, Сахалино-Хайинайдский, Охотско-Камчтатский,  2.Южно-Каспийский, Венский, Паннонский. 3.Лос-Анжелес, Вентура-Санта-Барбара, Санта-Мария, Гуаякильский, Гватемальский, Южно-Чилийский. 4. Таримский, Ферганский, Джунгарский, Скалистые горы 5.Азово-Кубанский, Терсно-Каспийский, Оринокский.

ГЛАВА 2. ЭЛЕМЕНТЫ РАЙОНИРОВАНИЯ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНОВ. ОЧАГИ НЕФТЕГАЗООБРАЗОВАНИЯ И ЗОНЫ НЕФТЕГАЗОНАКОПЛЕНИЯ.

 

2.1 Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления.

По участку очаг намного больше чем зона. Изредка участок очага такой же, как и площадь бассейна.

Очаги нефтегазообразования. Есть стадийность формирования УВ в нефтематеринских толщах (НМТ), зависящие от температуры. В приповерхностных условиях возникают биохимические процессы, и образуется метан. Это зона биохимического образования метана (зона диагенеза).

При стереотипных условиях осадконакопления не прерывны. После, с глубиной, нефтематеринская толща попадает в область с большой температурой. С глубиной температура падает, образуется газ, нефть.

В любом осадочном бассейне есть некоторое количество 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, расположившихся с ГЗН.

С появлением очага, бассейн является газоносным.

Возникновение и развитие очага в границах осадочного бассейна заранее определяет появление 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 уходят, они превращаются в остаточно нефтегазаносные – ФАНТОМНЫЕ.

В таком случае очаги заодно с бассейном разрушаются и исчезают, превращаясь либо в горные сооружения или в фундамент новых осадочных бассейнов. То есть бассейны, в которых есть залежь УВ, но нет очага, называются Фантомные.

Положение очага в бассейне рассматривается рядом других факторов и связано с длительным временем осадконакопления.

Важно положение очага относительно бортов бассейна.

Они делятся на:

- Полноочаговые (S очага большая, рифтово-грабенного типа. Н/п Лос-Анжелес). Тогда 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 расположен близ пологих бортов бассейна, то залежи формируются при дальней латеральной миграции. Если крутой борт – вертикальная миграция.

Значение имеет количество очагов бассейна:

- моноочаговое;

- полиочаговое.

Вывод: Существование очага и его возможности – определяющий фактор процесса генерации в бассейне. Бассейны начинают рассматривать по количеству очагов.

Зоны нефтегазонакопления – большие, протяженные структуры, в пределах которых образуются отличные условия для концентрации УВ в залежах месторождениях.

Условия происхождения зон есть в морфологии и находится тектоническими движениями литолого-стратиграфическими условиями накопления.

Несмотря на условия в пределах образования НГМ, является приподнятым участком (блоковое движение, рифогенные массивы, перемещение платформенных тел из корневых антиклинальных структур).

По характеру взаимодействия осад.чехла и фундамента отличают зоны:

1. Длительно-унаследоваемым развитие – структуры, объединенные с длительным поднятием фундамента. (сводовые структуры).

2. Новообразованная – надрифтовые и авлакогеновые, делятся на: целевые, межсолевые и подсолевые. (Уренгойско-Калтагорский тафрогент).

В плане зоны НГМ присутствуют линейно-вытянутые и изометричные. (наибольшее число).

Более частым типом зон является - антиклинальный. 70% всех запасов УВ, в России 98% из стран ближнего зарубежья.

2.2 Условия образования очагов НГО

Согласно осадочно-миграционной теории НГО существуют следующие 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 бывают в 3-х состояниях:

- потенциальное НМ – до вхождения в ГЗН;

- нефтепроизводящее (находится в ГЗН);

- нефтепроизводившее (прошли ГЗН).

НГМ придерживается начальных условий формирования НГМТ, а также последующих условий очага.

Выделяют внутренний и внешний факторы оценки НГМП.

Внутренний: связанный с качественными и количественными характеристиками потенциала очагов.

Внешний: связан с условием его воплощения.

Внутренний фактор делится на 2 группы:

1. Факторы, связанные с литологией;

2. Факторы, связанные с РОВ.

Внешние факторы:

1. Статический характер очагов и зон;

2. Динамический. (Определяется тепловой историей существования НМТ, скоростью прохождения зон катогенеза, длительностью существования очага).

В истории формирование очага есть 3 стадии:

1. Начальная (предочаговая);

2. Главная (генерационная);

3. Завершающая (постоочаговая).