Тема 10. условия формирования и закономерности размещения месторождений нефти и газа

Главные задачи – изучение закономерностей размещения и условий формирования месторождений нефти и газа, определение самые информативных геолого-геохимических показателей, осуществляющих контроль состав, пространственное распределение и крупность скоплений УВ на платформах [1, 11].

Главной практической целью научных изучений в области нефтегазовой геологии есть оценка нефтегазоносности территорий, определение ресурсов размещения нефти и особенностей запасов и газа, выделение первостепенных объектов (провинций, областей, районов, территорий, структурных форм и т.д.) для постановки на них детальных работ, обнаружение самый экономически рентабельных месторождений УВ. Оценка нефтегазоносности земных недр требует последовательного ответа двух больших задач: набора критериев показателей и определения нефтегазоносности, отражающих геологические условия определения УВ-комплекса и местонахождения скоплений способов по обработке фактических данных для оценки нефтегазоносности природных объектов .

Процесс нефтегазообразования и нефтегазонакопления идет однонаправлено и регулируется везде едиными законами, но в зависимости от изюминок развития территорий и геологического строения он может в каждом конкретном случае иметь различную количественное выражение и форму проявления. Всю совокупность показателей, характеризующих условия протекания процесса, возможно разбить на четыре укрупненные группы в соответствии с его естественными этапами: показатели, определяющие генерацию нефти и газа, миграцию УВ от территорий генерации до участков образования первичных залежей, аккумуляцию нефти и газа в ловушках и эволюцию залежей, включая их переформирование, разрушение, изменение состава и другое. Принципиальная схема формирования (расформирования) залежей нефти и газа продемонстрирована на рисунке 1. В качестве моделей формирования залежей (месторождений) нефти и газа избраны самый распространенные модели, базирующиеся на положениях осадочно-миграционной теории происхождения нефти [1, 39].

Показатели нефтегазоносности сгруппированы по этапам процесса формирования месторождений: миграция, аккумуляция, эволюция. Учитывая особенную практическую важность показателей эволюции, характеризующих условия сохранности, выделена особая несколько, названная «сохранность» [1].

Нефтегазоносностьхарактеризуют:

крупность месторождения по запасам УВ, крупность скоплений УВ в пределах комплекса на месторождении;
тип месторождений по фазовому составу, фазовый состав скоплений УВ в отдельных комплексах, фазовый состав залежей;
положение верхней залежи в разрезе (этаж нефтегазоносности на месторождении);
наличие залежей УВ либо нефтегазопроявлений выше 2 –ого комплекса на структуре, наличие залежей нефти и газа в отдельных комплексах;
завершенность цикла перераспределения УВ в отдельных комплексов.

Миграцию УВ характеризуют:

проводимость комплексов на пути от территории большого погружения до структуры (в пределах секторов);
положение ловушки относительно главных дорог струйной миграции;
положение структуры относительно зоны проявления ГФН в первом комплексе;
наличие систематических нефтегазопроявлений на пути от территории проявления ГФН в соответствующих комплексах до структуры.

Аккумуляцию характеризуют:

морфологический тип структур первого порядка по комплексам – моноклиналь, седловина, свод;
морфологический тип хороших структур второго порядка по комплексам — структурный шнобель, вал, отсутствие структур 11 порядка;
структурный контроль ловушек – приуроченность к структурам высших порядков ( региональная моноклиналь, структуры 1 порядка – свод, седловина, впадина и т.п., структуры 11 порядка – вал, структурный шнобель и т.п, локальные поднятия);
время образования хороших структур первого и второго порядков;

время локальных структур и образования ловушек замкнутого контура;
главные типы коллекторов в проницаемой части комплексов терригенные, карбонатные, терригенно-карбонатные, карбонатно-терригенные;
распределение коллекторов в проницаемой части комплексов (равномерное, в основном в верхней, в нижней, средней частях);
литологический состав продуктивных пластов под региональными покрышками и в горизонтах с большими запасами (песчаники, алевролиты, карбонаты);
выдержанность проницаемых пластов в продуктивных горизонтах на месторождениях.

Сохранность залежей УВ характеризуют:

литологический состав покрышек (глинистые, карбонатные, эвапоритовые, прослои песчаников, прослои алевролитов, прослои углей;
распределение проницаемых прослоев в покрышках (равномерное, в основном в средней, верхней и нижней частях);
тип покрышки над залежью с большими запасами в комплексе (локальная, региональная – полная, неполная);
наличие нарушений на локальной структуре;
положение нарушений на локальной структуре;
вид нарушений на локальной структуре;
наличие нефтегазопроявлений в покрышках;
выходы нефти и газа на поверхность недалеко от месторождения.

Эволюциюхарактеризуют:

типы локальных структур (седиментационные, седиментационно-тектонические, тектонические);
типы локальных структур тектонического происхождения (унаследованные, комбинированные, новообразованные).

Полученные корреляционные связи подразделены на:

1) вызванные прямым действием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, другими словами генетически обусловленные;

2) вызванные косвенным (опосредованным) действием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, другими словами прямо не обусловленные генетическими обстоятельствами;

3) случайные, другими словами всецело лишенные генетической обусловленности;

4) вызванные прямым действием геологических показателей на параметры нефтегазоносности, но противоречащие оцениваемой модели формирования месторождения.

Сущность анализа пребывает в проверке соответствия распознанных корреляционных связей принципиальным положениям, лежащим в базе моделей формирования месторождений. Для этого потребовалось определение основных положений, отражающих наиболее значимые этапы формирования (время и место образования нефти и газа, форма и масштабы латеральной миграции, вертикального перераспределения и условия аккумуляции УВ по разрезу и др.)

Таковы базы методического подхода к изучению условий формирования месторождений нефти и газа [1, 11, 14, 37, 53 и др.] .