Конспект лекционных занятий по учебной дисциплине
реклама
Конспект лекционных занятий по учебной дисциплине «Теоретические основы прогноза, поиска и разведки скоплений нефти и газа» (После редакции) 1. Тема лекции: Теоретические основы прогнозирования нефтегазоносности недр. Обеспечение должной эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ требует научно обоснованного прогнозирования перспектив нефтегазоносности исследуемых территорий. В начальных этапах развития поисково-разведочных работ единственным критерием для прогнозирования нефтегазоносности той или иной территории служили естественные нефтегазопроявления, в виде различного рода выходов нефти и газа на дневную поверхность. В дальнейшем было обращено внимание на приуроченность месторождений нефти к антиклинальным или куполовидным структурам, что послужило основой для разработки так называемой антиклинальной теории, переименованной впоследствии И.М.Губкиным в структурную теорию. Структурная теория сыграла большую роль в развитии поисковоразведочных работ на нефть и газ и помогла открыть многочисленные месторождения нефти и газа на всех континентах Земли. Однако скоро выяснилось, что даже в уже выявленных нефтегазоносных областях встречается немало антиклинальных и куполовидных структур, которые не содержат залежей нефти и газа. Во многих районах было открыто много залежей и месторождений литологического и стратиграфического типов, не связанных с антиклинальными и куполовидными структурами. Выяснилось, что процесс образования скоплений нефти и газа в земной коре имеет многоступенчатые генетические связи и контролируется совокупностью целого комплекса факторов. Это такие факторы, как:: 1) режимы тектонических движений, развивавшихся в пределах исследуемой территории; 2) палеогеографические и литолого-фациальные условия накопления осадков; 3) коллекторские свойства пород, участвующих в строении нефтегазосодержащих отложений; 4) гидрогеологические и палеогидродинамические условия района нахождения скоплений нефти и газа. Тектонический фактор. Тектонические движения, прежде всего, создают ловушки, которые необходимы для формирования как локальных, так и региональных скоплений нефти и газа. Направленность тектонических движений в течение каждого отрезка времени геологической истории предопределяет: 1) пространственное размещение областей регионального развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления; 2) направленность региональной миграции нефти и газа в пространстве и во времени; 3) пространственное распределение береговых линий, выклинивание пластов по направлению слоев, стратиграфические несогласия, т. е. факторы, с которыми связано формирование различных генетических групп скоплений нефти и газа литологического и стратиграфического типов; 4) распределение во времени и пространстве этапов активизации процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Таким образом, можно утверждать, что тектоническому фактору в конечном результате принадлежит ведущая роль в развитии почти всех этапов процесса нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре. Палеогеографический и литолого-фациальный факторы. Палеогеографическими и литолого-фациальными условиями накопления и последующего диагенеза осадков предопределяются вещественный состав и генетические особенности регионально нефтегазоносных отложений, физические, в том числе коллекторские, свойства пород, а следовательно, и условия миграции и аккумуляции нефти и газа в рассматриваемом природном резервуаре. Этими же условиями обуславливается формирование определенных групп скоплений нефти и газа так называемого литологического типа. Гидрогеологический и гидродинамический факторы. Нефть и газ в недрах находятся в тесной взаимосвязи с пластовыми водами, содержащимися в нефтегазоносных отложениях. Общепризнано, что в процессах миграции нефти и газа пластовым водам принадлежит весьма большая роль. Поэтому изучение закономерностей формирования скоплений нефти и газа невозможно без детального изучения направленности движения пластовых и трещинных вод не только в современном структурном плане, но и в течение прошлых геологических эпох. Главнейшие закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре – теоретическая основа прогнозирования нефтегазоносности недр. Как было показано в предыдущих разделах, главнейшие закономерности размещения скоплений нефти и газа в земной коре сводятся к следующему: 1. Развитие процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре генетически тесно связано с литолого-фациальными условиями накопления осадков и палеотектонической обстановкой. Эти условия теснейшим образом взаимосвязаны. 2. В пределах каждой нефтегазоносной области в разрезе осадочных образований выделяются несколько регионально нефтегазоносные комплексы, разделенные газонефтенепроницаемыми толщами. Это свидетельствует о п е р и о д и ч н о с т и процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в тесной генетической их связи с ц и к л и ч н о с т ь ю литогенеза 3. Количество циклов регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах каждой нефтегазоносной области в конечном результате определяется режимом и направленностью волнообразно-колебательных движений земной коры. 4. Ареалы распространения скоплений нефти и газа в разрезе каждого нефтегазоносного комплекса приурочены к территориям, где в составе комплекса имеются породы с коллекторскими свойствами, которые перекрыты толщей практически газонефтенепроницаемых пород. 5. В земной коре не встречаются единичные локальные скопления (залежей и месторождений) нефти и газа – они обычно группируются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых в свою очередь образует нефтегазоносные области, которые объединяются в крупные нефтегазоносные провинции. 6. Нефтегазоносные области в геоструктурном отношении приурочены в платформенных областях к внутриплатформенным и краевым впадинам, сводовым и линейно вытянутым поднятиям, а в переходных и складчатых областях — к предгорным и межгорным впадинам, срединным массивам и к областям погружения складчатых сооружений. 7. В пределах каждой нефтегазоносной области месторождения нефти и газа группируются в отдельные зоны регионального нефтегазонакопления, формирование которых может быть приурочено: а) к региональным поднятиям на платформах и антиклинориям в переходных и складчатых областях; б) к зонам регионального выклинивания отдельных литологостратиграфических комплексов; в) к зонам развития рифогенных образований; г) к зонам развития солянокупольных структур; д) к зонам региональных дизъюнктивных нарушений, осложняющих строение крупных геоструктурных элементов; е) к зонам регионального развития тектонической трещиноватости; ж) к зонам распространения погребенных песчаных прибрежных валов (типа бар) и погребенных дельт палеорек; з) к зонам регионального развития стратиграфических несогласий. 8. В пределах каждой зоны регионального нефтегазонакопления формируются локальные скопления - залежи и месторождения нефти и газа, которые могут быть приурочены: а) к локальным антиклинальным и куполовидным структурам различного генезиса; б) к солянокупольным структурам; в) к структурным осложнениям моноклиналей; г) к дизъюнктивным нарушениям, экранирующим в определенных случаях нефть и газ; д) к рифогенным массивам; е) к участкам (площадям) выклинивания коллектора вверх по восстанию пластов; ж) к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; з) к участкам, запечатанным отложениями асфальта и битума; и) к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек; к) к песчаным прибрежным образованиям ископаемых бар (баровые); л) к песчаным линзам, залегающим в толще глин; м) к участкам стратиграфических несогласий на антиклиналях и куполовидных структурах; н) к участкам стратиграфических несогласий на моноклиналях; 9. В пределах каждого месторождения могут встречаться одновременно несколько типов залежей – сводовые, висячие, тектоническиэкранированные, блоковые, приконтактные, литологически экранированные, стратиграфические и т.д. 10. Сформировавшиеся скопления нефти и газа при наступлении определенных условий могут подвергаться процессам разрушения. Основная литература: 1[25-41], Дополнительная литература 24[7-40] Контрольные вопросы: 1. Какими факторами контролируется образование скоплений нефти и газа в земной коре. 2. Тектонический фактор нефтегазообразования. 3. Роль гидрогеологического и гидродинамического фактора в формировании залежей нефти и газа. 4. Главнейшие закономерности нефтегазообразования. 2. Тема лекции: Нефтегазогеологическое районирование – основа для прогнозирования нефтегазоносности территорий. Классификация территорий и принципы выделения нефтегазоносных областей, провинций, поясов. На всех континентах нашей планеты ресурсы нефти и газа как в разрезе земной коры, так и в пространстве распределены крайне неравномерно. Следовательно, для сравнительной оценки нефтегазоносности недр и прогнозирования условий размещения еще невыявленных ресурсов нефти и газа необходимо провести тектоническое районирование исследуемой территории. Принципы нефтегеологичеекого районирования. Губкин впервые разработал принципы выделения крупных нефтегазоносных территорий, подразделив их на провинции, области и районы. При этом в основу выделения перечисленных подразделений им был положен геотектонический принцип, который в дальнейшем получил широкое признание. После выхода в свет трудов И. М. Губкина разработкой принципов выделения и классификации регионально нефтегазоносных территорий занимались А. А. Бакиров, И. О. Брод, М. И. Варенцов, Н. Б. Вассоевич, В. Г. Васильев, И. В. Высоцкий, Н. А. Еременко, А. Я. Кремс, В. Б. Олении, Г. Е. Рябухин, А. А. Трофимук, А. В. Ульянов и Г. А. Хельквист, Н. Ю. Успенская, В. Е. Хаин и др. Среди всех этих главнейших факторов, контролирующих развитие в земной коре процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, ведущая роль принадлежит региональной тектонике и палеотектонике, так как режимом и направленностью тектонических движений в пространстве предопределяются: 1) пространственное размещение крупных седиментадионных бассейнов и региональных поднятий; 2) образование различных структурных форм, которые при наличии прочих необходимых условий могут служить ловушками для формирования скоплений нефти и газа структурного типа; З) пространственное распределение береговых линий, выклинивание пластов по направлению подъема слоев, стратиграфические несогласия и другие геологические явления, с которыми связано формирование скоплений нефти и газа литологического и стратиграфического типов; 4) изменения в пространстве и во времени расположения областей питания и разгрузки пластовых вод и региональных направлений их движений. Из сказанного следует, что при выделении и классификации крупных нефтегазоносных территорий необходимо принимать во внимание тектонические, литолого-фациальные и гидрогеологические факторы с учетом, однако, ведущей роли тектонического фактора во времени и пространстве, т. е. палеотектоники. Принципы выделения и классификации крупных геоструктурных элементов при нефтегеологическом районировании. Классификация нефтегазоносных территорий как основа нефтегазогеологического районирования. На земном шаре известно примерно 35000 местоскоплений нефти, газа и битумов, открытых на всех континентах Земли (кроме Антарктиды) и во многих омывающих их морях и океанах. Размещение ресурсов нефти и газа, типы локальных и региональных скоплений находятся в тесной связи с геологической историей развития определенных типов геоструктурных элементов земной коры (платформы, складчатые области и т.д.) и с особенностями строения и состава их осадочных отложений. Исходя из планетарной приуроченности регионально нефтегазоносных территорий мира к различных типам геоструктурных элементов земной коры (своды, впадины, прогибы, мегавалы и т.д.), А.А.Бакиров разработал классификацию региональных нефтегазоносных территорий и соподчиненность различных единиц нефтегазогеологического районирования. Основываясь на тектоническом принципе, А.А.Бакиров в качестве основных единиц нефтегазогеологического районирования рекомендует выделять в платформенных и складчатых территориях нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления. Нефтегазоносная провинция — единая геологическая провинция, объединяющая ассоциацию смежных нефтегазоносных областей и характеризующаяся сходством главных черт региональной геологии. По возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойского нефтегазонакопления. Нефтегазоносная область — территория, приуроченная к одному из крупных геоструктурных элементов, характеризующихся общностью геологического строения и геологической истории развития, включая палеогеографические и литолого-фациальные условия нефтегазообразованияи и нефтегазонакопления в течение крупных отрезков геологической истории. Зона нефтегазонакопления — ассоциация смежных, сходных по геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе связанных между собой локальных ловушек. В зависимости от генетического типа составляющих ловушек зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные (антиклинали, соляные купола, рифы), литологические (изменение литологии и физических свойств коллекторов), стратиграфические(перекрытие отдельных литолого-стратиграфических комплексов более молодыми, практически газонепроницаемыми отложениями) и гидравлические. Общие закономерности в формировании и размещении залежей нефти и газа. В настоящее время можно считать доказанным, что образование УВ в земной коре генетически связано с формированием осадочных толщ. Отсюда вытекают и важнейшие выводы о закономерностях размещения нефтяных и газовых скоплений в земной коре. 1. Из выявленных в земных недрах ресурсов нефти и газа более 99,9% приурочено к осадочным образованиям. 2. В земной коре залежи и местоскопления нефти и газа группируются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых в свою очередь образует нефтегазоносные области, объединяемые в крупные нефтегазоносные провинции. З. На местоскоплениях нефти и газа могут встречаться одновременно несколько типов залежей. 4. В размещении скоплений нефти и газа наблюдается зональность: выделяются территории преимущественно нефтеносные, преимущественно газоносные, содержащие и газ, и нефть. Зональность может быть и вертикальной. Основная литература: 1[86-116] Дополнительная литература 24[40-52] Контрольные вопросы: 1.Принципы нефтегеологического районирования. 2.Роль тектоники и палеотектоники. 3. Приведите примеры при районировании нефтегазоносных провинций по Казахстану. 4. Выделите НГО по любому ОБ Казахстана. 3. Тема лекции: Нефтегазообразование и нефтегазонакопление. Нефтегазообразование и нефтегазонакопление на 99,9% генетически связано с формированием осадочных толщ, т.е. в основе этих процессов – биогенная теория происхождения нефти. Исходя из биогенной теории происхождения нефти и углеводородного газа, при прогнозировании нефтегазоносности недр необходимо учитывать следующие моменты этой теории: I. Нефтегазообразование в литосфере генетически связано с преобразованием захороненного в осадочных образованиях в рассеянном виде органического вещества смешанного растительно-животного происхождения. О биогенном происхождении нефти и углеводородного газа свидетельствует совокупность следующих фактов: 1) содержание в составе нефтей кислородных, азотистых, сернистых и других соединений явно биогенного происхождения; 2) сходство углеводородного состава нефтей с углеводородным составом синбитумоидов органического вещества, рассеянного во вмещающих отложениях этого же стратиграфического подразделения; 3) оптическая активность нефтей связана лишь с содержащимися в нефтях компонентами биогенного происхождения, поскольку углеводороды неорганического синтеза, как известно, оптически не активны; 4) присутствие в нефтях парафинов и соединений серы, которые при температуре выше 250-300°С разлагаются, что исключает возможность образования нефти при высоких температурах в глубинах недр; 5) близкое сходство изотопного состава углерода нефтей с изотопным составом органического вещества, содержащегося во вмещающих породах; 6) экспериментальное подтверждение (моделированием) возможности преобразования органического вещества в углеводороды нефтяного ряда; 7) приуроченность выявленных ресурсов углеводородов к осадочным образованиям геологических периодов и эпох, характеризующихся сравнительно наибольшим развитием органического мира растительного и животного происхождения (за то, в триасе мало); II. Захороняемое в осадке в рассеянном виде органическое вещество преобразуется в нефть в условиях устойчивого пригибания бассейна седиментации. III. Преобразование исходного нефтематеринского органического вещества в нефтяные углеводороды имеет многоступенчатый стадийный характер и происходит под действием нескольких факторов (низкое значение окислительно-восстановительного потенциала, возрастание температуры и давления). В отложениях, содержащих органическое вещество даже в значительных количествах, но не испытавших погружение на глубину нефтеобразование развиваться не может. IV. Химический состав и физические свойства нефтей в земной коре изменяются в тесной зависимости от состава исходного материнского органического вещества и направленности, особенностей и режима региональных тектонических движений; Вывод: образование нефти тесно связано с направленным развитием литогенеза и тектогенеза в пространстве и во времени (геологическом). V. Процессы нефтеобразования и нефтенакопления в земной коре имеют периодичный характер, тесно связанный с цикличностью литогенеза. VI. Процессы нефтеобразования и нефтенакопления в течение геологической истории имели региональный характер и развивались при наличии благоприятных условий в пределах обширнейших геологических провинций. VII. Образование скоплений углеводородов происходит в результате миграции их из нефтегазопродуцирующих толщ в пористые пластыколлекторы с последующей аккумуляцией в соответствующих «ловушках». Миграция может быть как вертикальной, так и латеральной. VIII. Возникновение и развитие процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления в земной коре имеет многоступенчатый характер и обусловливается совокупностью ряда взаимосвязанных процессов к числу которых относятся: 1) палеотектонические условия; 2) особенности современной структуры исследуемой территории; 3) палеогеографические и литолого-фациальные, в том числе и геохимические, условия накопления осадков и коллекторские свойства отложений; 4) термодинамические условия вмещающей среды во времени и в пространстве; 5) динамика пластовых и трещинных вод (палеогидрогеологические условия); 6) условия, способствующие сохранению скоплений углеводородов от процессов разрушения. Прогнозирование нефтегазоносности недр должно основываться на комплексном всестороннем изучении всех перечисленных факторов в геологическом плане и в тесной взаимосвязи. Основная литература: 1[25-41] Дополнительная литература 24[40-52], 24[159-343] Контрольные вопросы: 1.Основные постулаты биогенной теории нефтегазообразования и нефтегазонакопления. 2.Роль температуры и давления при нефтегазообразовании. 3.Основные процессы нефтегазообразования и нефтегазоонакопления. 4. Тема лекции: Геологические предпосылки формирования и размещения региональных нефтегазоносных комплексов. Нефтегазосодержащие комплексы по площади распространения подразделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные (классификация в А.Бакирова, 1969). К региональным нефтегазоносным комплексам относятся комплексы отложений, в которых скопления углеводородов содержатся в пределах нефтегазоносной провинции в целом или большей ее части, К субрегиональным нефтегазоносным комплексам относится комплекс пород, в которых скопления нефти или газа развиты только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Отложения, содержащие углеводороды в пределах района или зоны нефтегазонакопления, выделяются как зональные нефтегазоносные комплексы. И, наконец, толща пород, содержащая нефть лишь в пределах отдельных одиночных местоскоплений, относится к локальным нефтегазоносным комплексам. Среди основных факторов, контролирующих развитие в земной коре процессов нефтегазообразования и нефегазонакопления, ведущая роль принадлежит региональной тектонике и палеотектонике, которые предопределяют: 1) пространственное размещение крупных седиментациенных бассейнов и региональных поднятий, изменения в их пределах во времени и пространстве, литолого-фациальных условий накопления осадков, а следовательно, и условий формирования и размещения областей регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления, связанных с указанными седиментационными бассейнами; 2) образование различных структурных форм, которые при наличии прочих необходимых условий могут служить ловушками для формирования скоплений нефти и газа структурного типа; 3) пространственное распределение береговых линий, выклинивание пластов по направлению подъема слоев, стратиграфические несогласия и другие геологические явления, с которыми связано формирование скоплений нефти и газа литологического и стратиграфического типов; 4) изменения в пространстве и во времени расположения областей питания и разгрузки пластовых вод и региональных направлений их движений; 5) возникновение и развитие процессов миграции нефти и газа и изменение общей направленности ее в пространстве и во времени в тесной связи с палеогидрогеологическими условиями исследуемых территорий. Из сказанного следует, что при выделении и классификации крупных нефтегазоносных территорий необходимо принимать во внимание тектонические, литолого-фациальные и гидрогеологические факторы с учетом, однако, ведущей роли тектонического фактора во времени и пространстве, т. е. палеотектоники. А.А.Бакировым на основе обобщения опубликованных данных была составлена серия карт размещения выявленных нефтегазоносных территорий и скоплений нефти и газа в различных геологических условиях на всех континентах Земли на тектонической основе соответствующих континентов. Сравнительный анализ указанных карт показал, что формирование и размещение регионально нефтегазоносных территорий на всех континентах нашей планеты контролируются прежде всего наличием определенных типов крупных геоструктурных элементов, среди которых выделяются: – на платформенных территориях: сводовые поднятия; внутриплатформенные впадины; авлакогены: мегавалы; – на складчатых территориях: внутрискладчатые межгорные впадины; внутрискладчатые срединные массивы; области погружения складчатых сооружений; – на переходных территориях: предгорные впадины: краевые мегасинеклизы (типа Прикаспийской и Примексиканской). Наряду с этим на всех без исключения континентах Земли встречается целый ряд генетических типов крупных геоструктурных элементов — обширнейшие территории, не содержащие скоплений нефти и газа. К таким крупным геотектоническим элементам относятся: – на платформенных территориях: обширнейшие области выходов на дневную поверхность кристаллических и метаморфизованных образований в пределах щитов; платформенные области, в пределах которых кристаллические породы складчатого фундамента залегают неглубоко под отложениями платформенного чехла незначительной мощности; – на складчатых территориях: области выходов на дневную поверхность метаморфизованных складчатых сооружений; области развития изверженных и эффузивных образований.. Перечисленные геотектонические связи регионально нефтегазоносных территорий с отдельными крупными геоструктурными элементами должны рассматриваться в качестве одной из главных закономерностей пространственного размещения регионально нефтегазоносной территории в литосфере. В зависимости от взаимоотношения с нефтепродуцирующими породами нефтегазоносные комплексы могут быть эпигенетичными, сингенетичными и смешанными (эпи-сингенетичными). К последним относятся также нефтегазоносные комплексы, в которых помимо сингенетичных углеводородов содержатся нефть или газ, мигрировавшие в эти отложения из других осадочных формаций. Для прогнозирования территорий на нефтегазоносность большое значение имеют вопросы выяснения палеогеографических и фациальных, а также палеотектонических условий образования регионально нефтегазоносных комплексов. Палеогеографические и фациальные условия образования регионально нефтегазоносных комплексов. Регионально нефтегазоносные комплексы в литолого-фациальном отношении весьма разнообразны. Они сложены в одних случаях терригенными, а в других карбонатными породами. Среди них встречаются образования морского прибрежного и лагунного происхождения. В некоторых районах встречаются регионально нефтегазоносные комплексы также и в отложениях континентального происхождения. Но все региональко нефтегазоносные комплексы независимо от литологического их состава и фациальных условий накопления характеризуются общей объединяющей их диагностической особенностью, а именно накоплением в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания бассейна седиментации в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории. Процесс формирования скоплений нефти и газа в разрезе каждого регионально нефтегазоносного комплекса контролируется наряду с палеогеографическими и литофациальными условиями накопления осадков также и палеотектоническими условиями. При этом режиму и направленности тектонических движений принадлежит ведущая роль. При этом важнейшую роль играет направленность региональных тектонических движений в течение каждого рассматриваемого отрезка времени геологической истории, а именно относительно устойчивое прогибание с амплитудой, достаточной для возникновения необходимых термодинамических условий. Основная литература: 1[86-104] Дополнительная литература 24[186-221] Контрольные вопросы: 1. Выделите РНГК и нефтематеринские толщи по любому ОБ Казахстана. 2. Особенности формирования РНГК. 3. Особенности размещения РНГК. 4. Геоструктурные элементы, не содержащие скоплений нефти и газа. 5. Тема лекции: Пространственная и глубинная зональность распространения нефтегазонакоплений в земной коре. В размещении скоплений преимущественно нефти или газа имеют место следующие зональности: вертикальная глубинная – по интервалам глубин залегания продуктивных толщ в разрезе земной коры; геоструктурная – связанная с особенностями геологического строения и геологической истории развития крупных геоструктурных элементов и литологостратиграфическая – обусловленная особенностями литолого-фациального состава и палеогеографическими условиями накопления отложений, участвующих в строении продуктивных комплексов. Вертикальная глубинная зональность распределения скоплений преимущественно нефти или газа в разрезе земной коры. В.А.Соколова (1948). выделил в толще осадочных образований четыре зоны, характеризующиеся определенными биохимическими и термокаталитическими процессами превращения органического вещества, обусловливающими образование различных по фазовому состоянию углеводородов: I зона – при глубине погружения до 50 м происходят лишь биохимические процессы преобразования органического вещества, захороняемого в осадке; II зона – при погружении отложений на глубину от 50 до 1000 м биохимическое воздействие на органическое вещество постепенно прекращается и сменяется процессами гидрогенизации и термокатализа; III зона – при глубине погружения отложений от 1000 до 6000 м активно развиваются процессы гидрогенизации и термокаталитических превращений захороненного в осадке органического вещества, в результате чего образуются углеводороды нефти и газа; IV зона – при погружении отложений на глубину более 6000 м, где температура достигает 200°С и выше, образуется в основном метан. По заключению В.А.Соколова, скопления нефти могут распространяться лишь до глубины 5-6 км, а глубже могут быть обнаружены только газовые скопления. К близкому выводу пришел и американский исследователь Г. Хадсон (1963). В целом установлено, что средние запасы нефти на одну залежь увеличиваются с глубиной и достигают максимума в интервале 30003500 м. Реже нижний предел нефтеобразования достигает до 5 км. Глубже зона нефтеобразования переходит уже преимущественно в газовую (метановую) зону. Глубинная зональность распределения скоплений нефти и газа в вертикальном разрезе земной коры показана и другими исследователями, однако в вопросе об интервалах глубин, характеризующихся размещением скоплений преимущественно нефти или газа, взгляды исследователей расходятся. В связи с этим представляют определенный интерес фактические данные о количественной характеристике размещения выявленных запасов нефти и газа по интервалам глубин. Согласно материалам, опубликованным Н.Т.Линдтропом и др. (1970) по средним и крупным местоскоплениям зарубежных стран, содержащим около 85% суммарных выявленных запасов нефти и газа по этим странам в целом, к глубинам до 1200 м приурочено 24,7% выявленных запасов нефти и 25,8% выявленных запасов газа; к глубинам от 1200 до 3000 м — 69,7% запасов нефти и 62,2% запасов газа, к глубинам более 3000 м - всего 6,6% выявленных запасов нефти и 12% запасов газа. Фактические данные по некоторым нефтегазоносным провинциям показывают, что в разрезе земной коры до глубины 700 м распространены главным образом скопления газа; в интервалах от 700 до 6000 м, а в некоторых нефтегазоносных провинциях и до 7000 м обнаруживаются как нефтяные, так и газовые и газоконденсатные скопления; глубже 6000-7000 м распространены скопления в основном только метанового газа. В некоторых нефтегазоносных провинциях имеет место геоструктурная зональность в размещении скоплений нефти и газа, которая выражается в том, что зоны преимущественно нефтенакопления или газонакопления бывают приурочены к определенным частям крупных геоструктурных элементов платформенных, переходных и складчатых территорий. Так, в пределах ряда предгорных впадин зоны преимущественно нефтенакопления тяготеют к внутренним прискладчатами, а зоны преимущественно газонакопления к внешним платформенным их бортам. Ряд исследователей объясняет такое зональное размещение местоскоплений нефти и газа принципом их дифференциального улавливания в процессе струйной миграции. В.Гассо придает этому принципу универсальное значение. Сущность этого принципа, по В. Гассоу (1953), вкратце заключается в следующем. В процессе региональной миграции в недрах нефть и газ, встретив на пути соответствующую ловушку, согласно закону гравитации, расслаиваются над поверхностью воды в соответствии с их удельными весами. Если объем поступающей нефти или газа превышает объем ловушки, то после заполнения ее до «порога» нефть начинает перетекать вверх по восстанию. Газ продолжает поступать в ловушку до тех пор, пока не вытеснит всю нефть в верхние структуры. Когда контакт «газ - нефть» достигнет порога и ловушка будет наполнена только газом, поступление дополнительного газа вызовет перетекание по восстанию пласта. В зонах взаимосвязанных структур распределение скопления в них газа и нефти должно происходить по описанному дифференциальному принципу. Однако, попытка объяснить пространственную структурную зональность скоплений нефти и газа повсюду принципом дифференциального улавливания противоречит имеющимся фактическим данным по многим нефтегазоносным провинциям СНГ и зарубежных стран. Литолого-стратиграфическая зональность в распределении скоплений нефти или газа хорошо прослеживается в пределах обширнейших территорий Туранской и Западно-Сибирской плит эпипалеозойских платформ. В пределах Туранской плиты основная доля выявленных ресурсов газа сосредоточена в отложениях мелового возраста, а нефти – в отложениях юрской системы. В пределах Западно-Сибирской плиты абсолютно большая часть выявленных ресурсов нефти заключена в отложениях нижнего мела, а газа – в верхнемеловых отложениях. Таких примеров много. Резюмируя все сказанное выше, можно сделать следующие выводы. I. В некоторых нефтегазоносных провинциях нашей планеты существует зональность в размещении скоплений преимущественно нефти, преимущественно газа или же совместно нефти и газа. Зональность может быть вертикальной - глубинной, литолого-стратиграфической и геоструктурной. II. Зональность в размещении скоплений преимущественно нефти или газа обусловливают следующие основные факторы. 1. Состав исходного нефтегазоматеринского органического вещества сапропелевого, гумусового или же смешанного гумусово-сапропелевого типа. 2. Палеогеографические и палеогеохимические условия накопления и захоронения исходного органического вещества в осадке. 3. Характер и степень (стадия) метаморфизма исходного нефтегазоматеринского органического вещества. 4. Геологическое время. т.е. геологическая продолжительность нахождения нефти и газа после их образования в определенных термодинамических условиях. 5. Термодинамические условия пребывания исходного органического вещества во вмещающих отложениях. Образование нефтяных и газовых углеводородов может происходить лишь в определенных термодинамических условиях среды. При этом для образования нефтяных углеводородов требуются более высокие температуры и давления, чем для образования углеводородного газа. С другой стороны, при очень высоких температурах и давлениях нефть может перейти в газовую фазу, на что указывал еще И. М. Губкин (1937). Исследователями установио, что: а) при смешении нефти с газом под высоким давлением в определенных геологических и термодинамических условиях нефть переходит в однофазное газовое состояние; б) критические давления в системе нефть–метан, достигающие 1000 кгс/см2, при наличии в этой системе ближайших гомологов метана (этапа, пропана, бутана) значительно снижаются, что облегчает переход нефти в однофазное парообразное состояние; 6. Палеотектонические условия: необходимые для образования нефти и газа термодинамические условия возникают при погружении бассейна седиментации на определенную глубину, т.е. предопределяются направленностью и режимом вертикальных колебательных движений, в том числе амплитудой прогибания бассейна седиментации в течение каждого рассматриваемого отрезка геологического времени. 7. Условия, способствующие или препятствующие вертикальной миграции жидких и газообразных углеводородов, в том числе наличие и особенности распространения над нефтегазопродуцирующим комплексом отложений покрышек. при прогнозировании перспектив обнаружения зон скоплений преимущественно нефти и газа как в разрезе земной коры, так и в пространстве необходимо учитывать всю совокупность перечисленных выше факторов в их взаимосвязи и взаимообусловленности. Основная литература: 1[170-177] Дополнительная литература 24[186-221] Контрольные вопросы: 1. Зональность нефтегазообразования по Соколову. 2. Главная фаза нефтегазообразования. 3. Осадочно-миграционная теория Вассоевича. 6. Тема лекции: Региональные и локальные скопления нефти и газа. Их классификация. По классификации А.Бакирова скопления нефти и газа в недрах подразделяются на две категории: локальные и региональные. В категорию локальных скоплений включаются залежи и местоскопления (месторождения) залежей, в категорию региональных скоплений - зоны нефтегазонакопления. Кроме того, выделяется категория крупных регионально нефтегазоносных территорий, которые подразделяются на нефтегазоносные районы, области, провинции и пояса. Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное единичное скопление нефти и газа в проницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Местоскопление залежей (месторождение) нефти и газа - это совокупность залежей, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам, расположенным на одной локальной площади. В природе встречается большое разнообразие залежей и местоскоплений нефти и газа. Классификация их должна отражать главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми генетически связано образование соответствующих залежей и местоскоплений нефти и газа. Такая классификация позволяет ориентировать практику поисковоразведочных работ на нефть и газ, избегая бурения лишних поисковых и разведочных дорогостоящих скважин. Исходя из этого принципа и развивая широко известную схему классификации И.М.Губкина, А.Бакиров выделил следующие основные классы локальных скоплений нефти и газа: I. Класс структурного типа. В формировании местоскоплений и залежей ведущая роль принадлежит структурному фактору. II. Класс литологического типа. Здесь ведущая роль принадлежит литологическому фактору. III. Класс рифогенного типа. В формировании местоскоплений и залежей ведущая роль принадлежит рифогенным образованиям. Ловушкой для образования их обычно служат рифовые массивы. IV. Класс стратиграфического типа. В образовании местоскоплений и залежей ведущая роль принадлежит фактору стратиграфически несогласного перекрытия коллектора непроницаемыми образованиями более молодого возраста. V. Класс смешанного происхождения. Формирование местоскоплений обусловлено сочетанием структурного, литологического, стратиграфического и других факторов. Зоны нефтегазонакопления. Классификация и основные их генетические типы. Зоной нефтегазонакопления называют ассоциацию (совокупность) смежных и сходных по своему геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек. Выделяются зоны нефтегазонакопления структурного, рифогенного, литологического, стратиграфического и смешанного литолого-стратиграфического классов. Зоны нефтегазонакопления структурного класса приуроченны к региональным линейно вытянутым поднятиям. Этот генетический тип наиболее широко распространен во всех нефтегазоносных провинциях. Зоны нефтегазонакопления региональных разрывных нарушений. Этот тип зон нефтегазонакопления формируется вдоль крупных региональных разрывных нарушений, встречающихся на бортах внутриплатформенных впадин, а также сводовых и линейно вытянутых поднятий. Зоны нефтегазонакопления районов развития соляной тектоники. Образование ловушек для формирования скоплений нефти и газа в этих зонах связано обычно с солянокупольными структурами. Ассоциации таких местоскоплений образуют зону нефтегазонакопления, приуроченную к отдельным группам связанных между собой солянокупольных структур. Этот тип зон нефтегазонакопления обычно характерен для глубоко погруженных впадин платформенных и переходных областей. Зоны нефтегазонакопления, приуроченные к ассоциации рифогенных образований. Формирование этого типа зон нефтегазонакопления происходит в районах развития рифогенных образований (массивов). Зоны рифогенных образований могут протягиваться на сотни километров и состоять из многих десятков массивов. Зоны нефтегазонакопления литологического и литологостратиграфического классов в балансе выявленных запасов нефти и газа играют существенную роль. Нефтеносность таких зон определяется особенностями состава и возраста вмещающих толщ. Зоны нефтегазонакопления, приуроченные к песчаным образованиям вдоль прибрежных частей древних палеоморей. В составе этого типа выделяются зоны нефтегазонакопления, приуроченные к погребенным прибрежным песчаным валоподобным образованиям – барам и зоны нефтегазонакопления в погребенных песчаных прибрежно-дельтовых образованиях палеорек. Зоны нефтегазонакопления стратиграфического типа. Формирование этого типа зон нефтегазонакопления обусловлено несогласным перекрытием отдельных литолого-стратиграфических комплексов более молодыми, практически непроницаемыми отложениями. Основная литература: 1[41-86] Дополнительная литература 24[233-249] Контрольные вопросы: 1. Локальные скопления структурного типа. 2. Локальные скопления литологического типа. 3. Локальные скопления смешенного типа. 4. Зоны нефтегазонакопления районов развития соляной тектоники. 7. Тема лекции: Тектоника плит. Геодинамическая модель нефтегазообразования. Характерная черта современного развития геологии — формирование нового геологического мышления, основанного на новом представлении о развитии литосферы через тектонический «круговорот» океан— континент—океан. Согласно этой идее, полный цикл развития литосферы того или иного региона протекает в два этапа: образование океана (океаногенез) и на его месте — континента (континентогенез). еской структуры в результате деструкции возникшего континента и.т.д. В.П.Гавриловым было предложено каждый из указанных этапов подразделять на стадии, а т.е. в свою очередь на фазы. Фаза континентального рифтогенеза характеризуется накоплением сравнительно мощных толщ осадков в условиях высокого прогрева недр,.что делает рифтовых структур потенциально нефтегазоносными. Океаногенез – это процесс дробления и деструкции ранее существовавшей литосферы континентального типа вследствие рифтогенеза и формирования новой океанической коры путем спрединга. Этап состоит из двух стадий: предокеанической и собственно океанической. Предокеаническая стадия начинается с возбуждения верхней мантии поднимающимися разогретыми мантийными массами, раскола литосферы с проникновением основных и ультраосновных магм на поверхность (фаза начальной деструкции). Дальнейшее протекание процесса приводит к образованию специфических структур раздвига – рифтов. Обычно они складываются в протяженные внутриконтинентальные системы, выраженные в рельефе грабенами, озерными бассейнами, речными долинами (фаза континентального рифта). Собственно океаническая стадия знаменуется раскрытием океана. Вначале это узкие межконтинентальные моря грабенообразного строения, а в дальнейшем — нормальные океаны с «расползающимся» дном (фаза спрединга). Со временем по определенным причинам океанический бассейн приобретает тенденцию к закрытию, что сопровождается процессом субдукции. Первоначально спрединг и субдукция сосуществуют (фаза частной субдукции), а затем последняя доминирует (фаза полной субдукции). Происходит скучивание вещества, его аккреция. Формируются складчатые сооружения, в пределах которых сравнительно большие мощности осадков зачастую определены не тектоническим прогибанием, а аккрецией, т. е. тектоническим скучиванием вещества за счет поддвига литосферных плит Континентогенез выражается в упрочении и наращивании мощности континентальной литосферы вследствие процессов субдукции и коллизии.. Начальные стадии этого этапа характеризуется формированием и ростом горноскладчатых сооружений (орогенная фаза). Дальнейшая пенепленизация рельефа и уменьшение тектонической активности недр приводят к вступлению региона в платформенную стадию развития. Интенсивность нефтегазообразования существенно возрастает по периферии океана, когда там начинают развиваться процессы поддвига (фаза частной субдукции). Тектоническое скучлвание (обдукция) формирует огромные массы осадочных пород, образующих аккреционные призмы. Эти осадки обогащены ОВ, что делает их потенциально нефтеносными. В фазу полной субдукции, когда океанический бассейн «захлопывается», активизация процессов нефтегазообразования достигает, по-видимому, своего апогея. Основным фактором образования нефти является, вероятно, возгонка и термолиз биогенных веществ, втянутых вместе с океаническими осадками в зону субдукции, где происходит поддвиг океанической коры под континентальную. Наиболее благоприятная ситуация для образования УВ продолжается также при процессах надвигания аккреционных призм (обдукции) на окраину континентов, в основании которой имеется мощная осадочная толща (периокеанические прогибы). После закрытия океана литосфера испытывает сугубо континентальный этап своего развития. Первой фазой этого этапа является орогенная. Геодинамический режим горообразования влечет за собой разрушение имевшихся скоплений нефти и газа. Нефтегазообразование сменяется нефтегазоразрушением. Лишь в отдельных межгорных впадинах сохраняются благоприятные условия для формирования залежей. В некоторых межгорных впадинах мощность чехла измеряется многими километрами (10-15 км), сравнительно высокая прогретость недр обеспечивает активное течение процессов нефтегазообразования. Этим объясняются значительные запасы УВ, содержащиеся порой в межгорных впадинах. Платформенная стадия континентального этапа (фазы синеклиз и плитная) предусматривает прогибание коры с образованием обширных депрессий (синеклиз), где чехол достигает порой мощности 10-12 км, обычно не превышая 5 км. Однако недра платформ характеризуются уменьшением теплового потока, что снижает прогретость осадочного чехла. Процессы «созревания» ОВ идут сравнительно медленно, вяло. Тем не менее, и эти районы бывают нефтеносными. Как видим, каждая фаза геодинамического цикла развития литосферы характеризуется своим специфическим режимом нефтегазообразования, отличающимся интенсивностью созревания органики и трансформации ее в УВ. Изложенное позволяет сделать важный вывод о том, что процессы нефтегазообразования и накопления в земной коре определяются не только благоприятной геохимической обстановкой осадконакопления, скоростью седиментации, наличием коллекторов и покрышек и другими факторами, но и геодинамическим режимом недр. Согласно предлагаемой модели нефтегазоносные регионы формируются под влиянием трех основных геодинамических режимов: рифтогенного, субдукционного и депрессионного. Рифтогенный режим присущ внутри- или окраинноконтинентальным системам рифтов. В современной структуре земной коры – это чаше всего внутриплатформенные рифты., которым соответствуют крупные надрифтовые впадины, прогибы или синеклизы. Субдукционный режим возникает в зонах субдукции на окраинах океанов, где образуется своеобразная ассоциация из глубоководного желоба, аккреционной призмы, островной дуги и окраинного моря (Азиатский берег Тихого океана) или же глубоководного желоба, аккреционной призмы и края континента (Американское побережье Тихого океана). Депрессионный режим характерен для ряда крупных внутриплатформенных впадин, возможно, и для некоторых межгорных. По сравнению с первыми двум режимами он отличается относительно меньшей прогретостью недр и, следовательно, более «вялым» течением процессов нефтегазообразования. Если оценить ориентировочно масштабы генерации УВ, происходившей в трех основных типах поясов нефтегазонакопления, то на первое место следует поставить субдукционные (80-85%), на второе — рифтогчнные (15— 20%) и на третье — депрессионные (первые проценты). Основная литература: 6[45-71] Дополнительная литература 24[16-35] Контрольные вопросы: 1. Какие геодинамические режимы нефтегазообразования существуют? 2. Рифтогенный режим нефтегазообразования. 3. Субдукционный режим нефтегазообразования. 4. Как влияет геотермический градиент на нефтегазообразование? 5. Депрессионный режим нефтегазообразования. 8. Тема лекции: Структура и стадийность геолого-разведочных работ на нефть и газ. Региональный, поисковый и разведочный этапы геолого-разведочных работ. Геолого-разведочный процесс на нефть и газ включает в себя три последовательных этапа: региональный, поисковый и разведочный. Региональный этап проводится в неизученных, слабоизученных регионах или их частях, а также при поисках скоплений УВ в глубокозалегающих малоизученных частях разреза (например, под каменной солью на глубинах более 4 км, в Прикаспийском регионе). На стадии прогноза нефтегазоносности этого этапа проводится изучение литологостратиграфических комплексов разреза отложений, выделение структурных этажей, изучение основных этапов тектонического развития исследуемой территории и тектоническое районирование. Затем проводится выделение нефтегазоперспективных горизонтов и зон возможного нефтегазонакопления. Далее проводятся качественная и количественная оценки перспектив нефтегазоносности и выбор основных направлений и первоочередных объектов дальнейших исследований. На следующей стадии оценки зон нефтегазонакопления уточняется нефтегазогеологичекое районирование, выделяются наиболее крупные ловушки. Проводится количественная оценка перспектив нефтегазоносности и выбираются районы и первоочередные объекты (региональные ловушки) для проведения поисковых работ. Основными этапами региональных исследований являются: Рекогносцировочный Региональный Рекогносцировочное изучение крупных территорий: проведение общей оценки их перспектив нефтегазоносности и выделение первоочередных территорий для постановки региональных и детальных исследований. х зон структур и площадей для проведения глубокого поискового бурения. В результате рекогносцировочных исследований должна даваться общая оценка перспектив нефтегазоносности исследованной территории с выделением отдельных районов, заслуживающих первоочередного внимания для постановки региональных и детальных нефтегазопоисковых работ. Региональные геолого-геофизические исследования для обеспечения наиболее эффективного ведения поисково-разведочных работ на нефть и газ имеют огромное значение, поскольку они определяют эффективность поисково-разведочных работ. Конечной целью региональных работ являются выявление новых нефтегазоносных областей или районов с оценкой общих прогнозных запасов нефти и газа по обследованной территории в целом. Региональные геолого-геофизические исследования должны завершаться составлением комплекса сводных карт и профилей, синтезирующих главнейшие результаты этих исследований: 1) тектонической схемы исследуемой территории с выделением генетически различных, геоструктурных элементов; 2) региональных структурных карт по отдельным опорным горизонтам; З) типовых литолого-стратиграфических разрезов по крупным геоструктурным элементам; 4) палеотектонических карт для отдельных периодов геологического развития исследуемой территории; 5) литолого-фациальных и палеогеографических карт по отдельным стратиграфическим комплексам с изображением в изопахитах изменений их мощностей; 6) карт изменений мощностей и коллекторских свойств отдельных возможно регионально нефтегазоносных комплексов в пределах изученной части территории; 7) региональных гидрогеологических, гидрогеохимических и палеогидрогеологических карт; 8) региональных геофизических карт по проведенным видам соответствующих исследований; 9) геологических и палеоструктурных профилей, характеризующих структурные соотношения крупных тектонических элементов исследуемой территории в течение отдельных отрезков времени развития ее геологической истории. При региональных геолого-геофизических исследованиях проводится бурение параметрических скважин. Их главной задачей является изучение физических свойств и параметров пород, слагающих разрез на территориях, неизученных или слабо изученных бурением. Поисковый этап наступает, когда полностью закончен региональный этап и проведено геологическое обоснование к выполнению поисковых работ на нефть и газ на выявленной перспективной региональной ловушке. Основной целью поискового этапа является открытие скоплений УВ, открытие местоскопления или выявление новых залежей в неизученной части разреза в пределах местоскоплений, находящихся в разведке. Поисковый этап также подразделяется на две стадии – на стадию выявления объекта и стадию подготовки объекта. На первой стадии выявляются условия залегания и параметры перспективных пластов, а также наиболее перспективные локальные ловушки (объекты, площади), выбираются первоочередные объекты и проводится их подготовка к поисковому бурению. На второй стадии поисковых работ проводятся: детализация выявленных перспективных ловушек, выбор объектов и определение очередности их ввода в поисковое бурение, количественная оценка ресурсов УВ на объектах. Разведочный этап является завершающим в геологоразведочных работах на нефть и газ. Разведка проводится на площадях, где получены промышленные притоки нефти и газа. Целью разведочных работ является оценка открытых скоплений нефти и газа и подготовка их к разработке. На первой стадии разведки (оценка местоскоплений или залежей) проводится следующее: определение параметров залежей и местоскоплений для установления их промышленной значимости, подсчет запасов УВ залежей и местоскоплений, выбор объектов и этажей разведки, определение очередности пробной эксплуатации месторождений нефти и опытнопромышленной эксплуатации месторождений газа и подготовки объектов к разработке. На следующей стадии разведки (подготовка местоскоплений или залежей к разработке) основными задачами являются: геометризация залежей УВ; оценка достоверности значений коллекторских свойств продуктивных пластов и подечетных параметров для расчета запасов и составления технологической схемы разработки для нефтяного объекта или схемы опытно-промышленной эксплуатации газового объекта; подсчет запасов УВ и определение коэффициента извлечения (нефтеотдачи), доизучение залежей и местоскоплений в процессе разработки. Под этажом разведки понимают часть разреза местоскопления с одним или несколькими эксплуатационными объектами, которые находятся на близких гипсометрических уровнях и характеризуются сходством геологического строения и свойств флюидов, разведку которых можно проводить одной сеткой скважин. Геологоразведочный процесс на нефть и газ осуществляется по специальным проектам, которые составляются отдельно по этапам: региональному, поисковому и разведочному. Основная литература: 1[170-177], 7[104-110], Дополнительная литература 24[314-333] Контрольные вопросы: 1.Стадии геолого-разведочного процесса. 2. Поисковый этап. 3. Региональный этап. 4. Рекогносцировочные региональные работы. 9. Тема лекции: Цели и задачи поискового этапа. Исследования на разных стадиях поискового этапа. При получении промышленных результатов и открытии новых нефтяных и газовых месторождений и залежей поисковая площадь передается в промышленную разведку. Основными задачами детальных поисковых работ являются: 1) изучение детальной характеристики геологического строения и геологической истории исследуемого района или площади, в том числе: а) строения и условий формирования изучаемых структурных элементов; б) стратиграфии и литологии отдельных стратиграфических подразделений, участвующих в строении изучаемого района, структурных соотношений между ними, а также условий изменения их мощностей и фаций в пределах этого района; в) выделение в разрезе продуктивных толщ и горизонтов и изучение их коллекторских свойств; г) изучение гидрогеологических и гидрогеохимических условий водоносных горизонтов отдельных литолого-стратиграфических комплексов; 2) оценка перспектив нефтегазоносности исследуемого района или площади с уточнением перспективных ресурсов и запасов (по категориям С3 и частично С2); З) выбор района или локальных площадей, заслуживающих первоочередного внимания для постановки поисковых работ. На стадии детальных поисков применяются все известные методы исследований: геологические, геофизические, геохимические, гидрогеологические, буровые, а также прямые геофизические методы поисков скоплений нефти и газа. Основные геологические задачи, ставящиеся перед геофизическими методами исследований при детальных поисковых работах, сводятся к следующему: 1) поиски зон валоподобных структур и отдельных локальных поднятий по различным структурным этажам; 2) поиски и прослеживание зон стратиграфических несогласий, тектонических нарушений, зон выклинивания коллекторов и их фациального замещения; 3) детализация строения локальных поднятий и подготовка отдельных площадей для постановки поискового бурения. Указанные задачи должны решаться комплексом геофизических методов исследований, среди которых ведущее место принадлежит сейсморазведке. На стадии детальных нефтегазопоисковых работ геохимические исследования решают задачу выявления в стратиграфическом разрезе продуктивных горизонтов. Для поисков продуктивных горизонтов проводится газовая, люминесцентно-битуминологическая и газобактериальная съемки в масштабе от 1:50 000 до 1:25 000. Чаще всего используется газовая съемка. Основная литература: 1[240-264], 7[110-115], Дополнительная литература 26[15-19] Контрольные вопросы: 1. Детальные геофизические работы на поисковом этапе. 2. МОВ и МОГТ. 3. ГИС. 4. Отбор керна. 10. Тема лекции: Разведочный этап. Размещение разведочных скважин. Конечной целью разведочных работ является изучение выявленных в стадии поисковых работ месторождений или залежей нефти и газа для определения их промышленного значения и в случае положительной оценки – детальная разведка с определением запасов по промышленным категориям и подготовка этих месторождений для ввода в разработку. Разведочные работы подразделяются на две очереди: предварительная разведка и детальная разведка. Основной задачей предварительной разведки является оценка промышленного значения разведуемых залежей и месторождений с определением запасов по категориям С2 и частично С1. Основная задача детальной разведки – оконтуривание разведуемых залежей и месторождений, признанных по результатам предварительной разведки ценными для ввода в промышленную разработку, с подготовкой запасов по промышленным категориям А + В и частично С1. Детальная разведка обнаруженных залежей и месторождений нефти и газа проводится только в том случае, если предварительной разведкой доказано промышленное значение и экономическая целесообразность их разработки. Главнейшими задачами геолого-геофизических исследований в стадии детальной разведки являются: 1) выяснение деталей геологического строения разведуемого объекта и в том числе особенностей его структуры; 2) детальное изучение литологического состава продуктивных пластов, определение их основных параметров и в том числе общей и эффективной мощности, характера изменений коллекторских свойств (пористости, проницаемости и трещиноватости) и т. д. З) определение величин начальных пластовых давлений по каждой залежи и их изменение в процессе пробной эксплуатации; 4) детальное изучение режима каждой разведуемой залежи (газовый фактор, пластовое давление, взаимовлияние скважин, давление насыщения и т. д.); 5) уточнение положения контуров нефтеносности или газоносности по каждой оконтуриваемой залежи; б) детальное изучение физико-химических характеристик нефтей, газа и пластовых вод по каждому продуктивному пласту; 7) детальное изучение дебитов скважин по каждой залежи в отдельности; 8) детальное изучение гидрогеологических и гидрогеохимических характеристик продуктивной толщи; 9) подсчет запасов нефти и газа промышленных категорий по каждой разведуемой залежи и по месторождению в целом. Основные принципы размещения скважин при разведке отдельных залежей. Под системой размещения скважин понимается порядок размещения минимального числа разведочных скважин для получения соответствующих геологических данных, необходимых для подсчета запасов нефти и газа промышленных категорий и для подготовки залежи к разработке. Стадия разведки наступает после получения промышленных притоков нефти и газа в поисковых скважинах и завершения предварительной разведки. При проектировании разведочных работ необходимо определить минимальное количество разведочных скважин, обосновать наиболее рациональное размещение их на структуре, наметить очередность заложения и, наконец, разработать комплекс исследований в разведочных скважинах с целью детального изучения залежи, получения необходимых геологопромысловых данных для подсчета запасов нефти и газа и составления проекта разработки. Разведка многих нефтеносных структур показывает, что как на платформенных, так и складчатых территориях редко встречаются однопластовые месторождения. Например, диапазон нефтегазоносности в основных районах Западного Казахстана охватывает весь комплекс палеозойских, мезозойских и кайнозойских отложений, богатейшие залежи нефти здесь содержатся в девонских, каменноугольных, пермских, триасовых, юрских, меловых, палеогеновых и неогеновых отложениях. Разведка многопластовых месторождений нефти и газа в существующей практике производится в основном по двум системам: сверху–вниз и снизу– вверх. Порядок разведки выделенных этажей системами снизу-вверх или сверху-вниз зависит от геологических, технических и экономических факторов. Система сверху–вниз предусматривает последовательную разведку каждого нижезалегающего горизонта в многопластовом месторождении после разведки вышележащего. Если на месторождении выявлен ряд высокодебитных продуктивных толщ, приуроченных к нескольким мощным литолого-стратиграфическим комплексам (например, как девону, так и карбону). В таких случаях разведка отдельных стратиграфических комплексов или этажей должна осуществляться в зависимости от глубины их залегания. Если высокодебитные горизонты залегают на больших глубинах, не освоенных для массового бурения скважин, то, исходя из конкретных условий, может быть вначале разведана и подготовлена к разработке группа нефтяных пластов, приуроченных к верхнему стратиграфическому комплексу и только после этого может быть начата детальная разведка горизонтов нижнего комплекса самостоятельной сеткой. Если на месторождении высокодебитные горизонты приурочены к верхним литолого-стратиграфическим комплексам, а нижние комплексы содержат малодебитные залежи. В таких случаях в первую очередь должны быть разведаны верхние слои. Система разведки снизу–вверх предусматривает вскрытие нижних перспективных свит, залегающих на глубинах, доступных современной технике бурения, и освещение нефтегазоносности всей осадочной толщи или ее значительной части. Эта система имеет в виду разведку группы нефтяных и газовых горизонтов, входящих в один этаж, путем последовательной разведки каждого вышележащего горизонта после нижележащего., Разведку выявленных продуктивных горизонтов, приуроченных к отдельным крупным стратиграфическим подразделениям, в некоторых случаях целесообразно вести самостоятельной сеткой разведочных скважин с выделением отдельных этажей разведки. Отдельные этажи, включающие в себя целые стратиграфические комплексы, которые в дальнейшем будут разведываться самостоятельными сетками скважин, выделяют по результатам бурения первых поисковых и разведочных скважин, на основании изучения нефтегазоносности продуктивных свит, имеющих значительную мощность. Если на месторождении высокодебитные горизонты расположены в нижней части разреза. В этом случае более эффективна разведка отдельных этажей снизу-вверх. менноугольных отложений отличаются малыми и средними дебитами скважин. Аналогичное положение может создаться и на газовых месторождениях, когда разведочные скважины, выявившие и оконтурившие мощную газовую залежь, вполне обеспечивают ее разработку и полное извлечение подземных запасов. В этих случаях может быть экономически более целесообразно заложение новой группы скважин для опробования верхних горизонтов. Таким образом, возможность скорейшего ввода в разработку высокодебитных нефтяных и газовых залежей является достаточным основанием для отказа от возврата существующих скважин на верхние горизонты. Основная литература: 1[279-297], 7[115-124], Дополнительная литература 25[12-46] Контрольные вопросы: 1. Задачи разведочного этапа. 2. Подсчет запасов. 3. Опробование скважин. 4. Пробная эксплуатация. 11. Тема лекции: Комплекс методов исследований, применяемых при поисках и разведке нефти и газа. Виды буровых скважин. При поисках и разведке нефти и газа используются различные методы исследований: геологические, геофизические (полевые и скважинные), геохимические, гидрогеологические, геотермические, гидродинамические, дистанционные, геоморфологические, математические методы, моделирование резервуара. Поэтому, в поисково-разведочном процессе участвуют различные специалисты: геологи, буровики, геофизики, геохимики, гидрогеологи, гидродинамики, математики, компьютерщики и другие. Геологические исследования включают: проведение геологосъемочных работ с составлением геологических карт различных масштабов, бурение скважин разного назначения и обработку полученной информации о строении и свойствах продуктивных пластов, а также параметрах залежей и местоскоплений нефти и газа. Скважины бывают разные. На региональном этапе бурятся опорные и параметрические скважины, на поисковом – структурные и поисковые, на разведочном – разведочные. Опорные скважины бурятся в слабоизученных территориях. По данным опорных скважин выявляются крупные структурные элементы и условия возможного нефтегазообразования и нефтегазонакоплення. В опорных скважинах отбирается керн и шлам по всему разрезу отложений, проводится полный комплекс промыслово-геофизических исследований (ГИС), опробование перспективных горизонтов и др. Параметрические скважины бурятся в целях изучения геологического строения, перспектив нефтегазоносности и определения параметров физических свойств пластов для более эффективной интерпретации геофизических исследований. Они закладываются на локальных структурах. Глубина этих скважин, как и для опорных, выбирается до фундамента, или. в случае невозможности его достижения (как в Прикаспии) до технически возможной. Помимо отбора керна и шлама и проведения комплекса ГИС. Задачи структурных скважин: детализация строения перспективных структур. Эти скважины закладываются до определенных горизонтов с целью построения структурных карт. Глубина структурных скважин обычно небольшая. Поисковые скважины имеют главную цель: открыть скопление нефти и газа на подготовленной геологическими и геофизическими методами площади. Поисковыми считаются все скважины, пробуренные на поисковой площади. При бурении поисковых скважин проводится отбор керна, ГИС, опробование, отбор проб флюидов и др. Глубина поисковых скважин соответствует глубине залегания самого нижнего перспективного горизонта (обычно 1,5-2 км, реже 4,5-5,5 км). Разведочные скважины бурятся с целью оценки запасов открытых залежей и местоскоплений УВ. По данным разведочных скважин определяется конфигурация залежей нефти и газа, и рассчитываются параметры продуктивных пластов и залежей, определяется положение ВНК, ГНК, ГВК. На основании разведочных скважин дается подсчет запасов нефти и газа на открытых местоскоплениях. После окончания разведочного этапа проводится пробная эксплуатация выявленных залежей УВ, а разведочные скважины в последующем часто используются для эксплуатации залежей. Дистанционные методы исследований широко используются для решения различных задач народного хозяйства в том числе, при поисках и разведке нефти и газа. К ним относятся аэро- и космо-методы, т.е. изучение земной поверхности с самолетов, космических кораблей и спутников с проведением аэрофотосьемки аэро- и космовизуальных исследований и космофотосъемки. Аэрокосмические методы позволяют значительно сократить объем дорогостоящих геолого-съемочных и буровых работ, а также детализировать строение регионов и площадей. Геофизические методы исследований используются на всех стадиях геолого-разведочных работ на нефть и газ, при этом применяются как полевые, так и скважинные методы. В комплекс полевых геофизических исследований входят следующие методы: аэромагнитная и гравиметрическая съемки, электроразведка методами теллурических токов, сейсморазведка по профилям методами глубинного сейсмического зондирования преломленных и отраженных волн и др. На всех этапах геолого-разведочного процесса, в последние годы широко применяются сейсмостратиграфические исследования, которые основываются на извлечении геологической информации из сейсмических данных. На основе сейсмострагиграфии проводится расчленение разреза отложений на структурно-седиментационные тела, выявляются неантиклинальные ловушки. прогнозируется нефтегазоносность и распределение УВ в ловушках различного типа. Геофизические исследования скважин (ГИС) проводятся на всех этапах геолого-разведочных работ на нефть и газ. В комплекс ГИС входят следующие методы: электрометрия, радиометрия, кавернометрия. Геохимические методы исследований основаны на обнаружении УВ в толще пород выше залежей нефти и газа. Среди наземных геохимических методов выделяют: газовую съемку битумно-люминесцентный, радиохимический, микробактериальний методы и газовый каротаж и др. Гидрогеологические исследования заключаются в изучении химического состава подземных вод и растворенных в них газов, динамики вод, что на региональном этапе необходимо для прогнозирования нефтегазоносности недр. выявления путей миграции УВ с пластовыми водами, установления возможных зон нефтегазонакопления и объектов для постановки поискового бурения. Геотермические исследования проводятся с целью изучения теплового поля при тектоническом районировании территорий, при изучении условий формирования и динамики подземных вод, при прямых поисках скоплений УВ, а также при составлении технологической местоскоплений. Основная литература: 1[422-427] Дополнительная литература 28[340-345] Контрольные вопросы: 1. Название поисковых скважин. 2. Опорные и параметрические скважины. 3. Цель бурения разведочных скважин. 4. Аэро-космосъемка. схемы разработки 12. Тема лекции: Геологические и структурно-геоморфологические методы, их характеристика. Геологические исследования проводятся методами геологоструктурного и геолого-геоморфологического картирования, горных и буровых работ и различных тематических исследований. Геолого-структурное картирование проводится с целью составления геологической карты. При детальной геологической съемке геологические исследования производятся путем прослеживания стратиграфических границ по простиранию в комбинации с методом пересечений. Чаще всего в нефтегазоносных районах применяется структурногеологическая съемка, позволяющая составлять точные структурногеологические карты для обоснования проектирования дальнейших геофизических работ и структурного бурения. При геологическом картировании большое значение имеют аэрогеологическая съемка и аэровизуальные наблюдения. Аэрогеологическое картирование (аэрогеосъемка) – геологическая съемка с применением аэрофотометодов: аэровизуальных наблюдений и разнообразных фотографических документов, получаемых путем аэрофотосъемки. Аэрогеосъемка используеься обычно в мелкомасштабных исследованиях. Наиболее часто используемые масштабы от 1:1000000 до1:200000. В регионах, где возможности дешифрирования довольно высоки может быть использован масштаб от 1:100000 до 1:25000. Данный вид геологической съемки незаменим в труднодоступных районах. В таких регионах аэрогеосъемка позволяет выявить особенности рельефа района и взаимосвязь рельефа со структурными особенностями этого района. Аэровизуальное наблюдение – комплекс разнообразных наблюдений, которые производится с самолета, вертолета. Такие наблюдения позволяют охарактеризовать обнажения как по размерам, так и по особенностям геологического строения. С помощью аэровизуальных наблюдений определяются направления простирания и падения пластов, границы литолого-стратиграфических единиц, особенности складчатых и разрывных структур. Аэрометоды и космометоды исследований широко используются при изучении дна водных бассейнов. Эти исследования позволяют дешифрировать глубинные уровни, несогласно перекрытые более молодыми отложениями. В процессе нефтегазопоисковых работ в последние годы все большее значение приобретают геолого-геоморфологические исследования, которые в ряде районов успешно применяются при поисках зон региональных поднятий и отдельных локальных структур. Применение геоморфологических исследований основывается на том, что во многих районах крупные структурные элементы и локальные структуры продолжают унаследовано формироваться в новейшее время и поэтому нередко фиксируются в современном рельефе. В процессе нефтегазопоисковых работ геолого-геоморфологические исследования могут проводиться путем дешифрирования аэрофотоматериалов, анализа топографических карт (морфометрический анализ) и изучения геологии четвертичных отложений. В ряде районов для выявления погребенных поднятий на платформах успешно используется метод анализа гидрографической сети (установлено, что направление движения речных потоков тесно связано с проявлением новейшей тектоники, обычно унаследованной от погребенных структур более раннего заложения). При поисках погребенных поднятий в ряде районов в последнее время успешно начинает применяться морфометрический анализ. Метод основан на изучении различных морфометрических карт и картограмм. В этом случае составляются карты глубин базисов эрозии, высот урезов рек (в изолиниях), продольные профили рек, учитывающие величину отклонения падения на каждом конкретном участке от среднего падения для данного района и для рек данного порядка. Основная литература: 1[422-427] Дополнительная литература 28[275-279] Контрольные вопросы: 1. Геолого-структурное картирование. 2. Геолого-геоморфологические исследования. 3. Аэровизуальные наблюдения. 13. Тема лекции: Геофизические методы исследований На всех стадиях поисково-разведочных работ на нефть и газ важнейшее значение имеют полевые геофизические исследования, общей задачей которых является изучение геоструктурных особенностей крупных территорий, выявление тектонических элементов различного порядка, выяснение и детализация их строения. Геофизические методы исследований могут быть разделены на рекогносцировочные, региональные и детальные. К рекогносцировочным и региональным геофизическим исследованиям относятся мелкомасштабные магнитометрические и гравиметрические исследования, электроразведка, а в отдельных случаях сейсморазведка методами ГСЗ и КМПВ. Метод магниторазведки основан на изучении особенностей магнитного поля, связанных с различными магнитными свойствами горных пород. Для изучения геомагнитного поля применяются специальные приборы – магнитометры. Напряженность магнитного поля измеряется в гаммах. При поисках нефти и газа применяется в основном азромагнитпая съемка. Магниторазведка широко используется обычно при производстве рекогносцировочных и региональных исследований для: 1) изучения региональной тектоники; 2) определения мощностей осадочных образований платформенного чехла и глубины залегания складчатого фундамента; 3) выявления и трассирования зон региональных разрывных нарушений; 4) для поисков локальных структур, соляных куполов и др. Магниторазведка применяется также для определения глубин залегания и рельефа поверхности фундамента платформ. Магниторазведка обычно эффективно комплексируется с гравиметрической съемкой. Большим преимуществом этого метода является возможность исследовать обширные территории с затратой сравнительно малого времени, особенно при применении аэромагниторазведки. Гравиметрическая разведка основана на изучении естественного поля силы тяжести на земной поверхности, что позволяет выявлять аномалии гравитационного поля, обусловленные изменением плотности. Измерение силы тяжести производят гравиметрами. Единицей измерений является гал. Обычно в практике пользуются тысячной долей гала – миллигалом (мгл). Этот метод используется для решения многих геологических задач и в том числе: 1) для изучения регионального геологического строения недр; 2) для геотектонического районирования строения складчатого фундамента и изучения его крупных структурных элементов; 3) для поисков крупных структур в осадочном чехле платформенных областей; 4) для поисков зон развития рифовых образований и солянокупольных структур; 5) для выявления и трассирования региональных разрывных нарушений. В последние годы в ряде районов успешно применяется высокоточная гравиразведка, которая нередко позволяет выявлять локальные структуры с подготовкой их к глубокому бурению. Большая эффективность применения гравиразведки при поисках нефтегазоносных структур отмечается при рациональном комплексировании гравиразведки с другими геофизическими методами (сейсморазведкой или в совокупности электроразведкой и магниторазведкой). Высокая эффективность поисковой гравиразведки отмечается в солянокупольных областях (Прикаспийская синеклиза, Днепровско-Донецкая впадина и др.). Соляные купола обычно выделяются локальными минимумами силы тяжести, величина которых зависит от размеров соляного тела, глубины его залегания, литологии и мощности каменной шляпы (кепрока), покрывающей соль. Метод электроразведки основан на изучении естественных и искусственных электромагнитных полей, возникающих в земной коре под воздействием источников постоянного и переменного тока. Электрические методы разведки широко применяются для решения задач структурной геологии при поисках нефтяных и газовых месторождений. Метод сейсморазведки основан на регистрации и изучении скоростей распространения сейсмических волн, возбуждаемых с помощью искусственных взрывов, в различных комплексах горных пород. Основные модификации: метод отраженных волн (МОВ), корреляционный метод преломленных воли (КМПВ). Метод отраженных волн основан на регистрации волн, отраженных от поверхности раздела горизонтов пород, обладающих различными волновыми сопротивлениями. Корреляционный метод преломленных волн основан на регистрации волн, образующихся при падении упругой волны на границу раздела сред под критическим углом. По разрешающей способности и глубинности среди всех геофизических методов поисков и разведки скоплений нефти и газа сейсморазведке принадлежит ведущая роль. При региональных исследованиях с помощью сейсморазведки проводится изучение общих черт геологического строения исследуемых территорий, определения глубин залегания и характера рельефа фундамента, мощности осадочной толщи, выделения зон нарушений и т. д. Основная литература: 1[423-427], 7[113-132], Дополнительная литература 28[116-129] Контрольные вопросы: 1. Гравиразведка 2. Магниторазведка 3. Сейсморазведка 4. КМПВ 14. Тема лекции: Прямые методы поиска нефти и газа. Геохимические методы. Газовая съемка, газовый каротаж, люминесцентно-битуминологический анализ Геохимические методы исследований. Геохимические методы основаны на регистрации и изучении факторов миграции углеводородов из нефтяной и газовой залежи к дневной поверхности, которая может происходить: по нарушениям в виде свободных газов; в растворенном состоянии в воде по системе трещин; путем фильтрации газа через пористые и тонкотрещиноватые породы (эффузия); путем фильтрации газа по законам диффузии. Кроме того, существуют отдельные модификации геохимических методов, которые основаны на регистрации и изучении различных физикохимических изменений, возникающих под влиянием углеводородов на горные породы. Среди геохимических признаков нефтегазоносности наиболее важными в качестве поискового критерия являются прямые признаки в виде углеводородных газов и следов жидкой нефти. Прямыми признаками нефтегазоносности считаются углеводороды, начиная с этана и выше. К числу косвенных (вторичных) геохимических показателей нефтегазоносности можно отнести различные физико-химические изменения, возникающие под влиянием мигрирующих углеводородов на горные породы. В отдельных случаях сероводород и некоторые сернистые соединение могут также рассматриваться как нефтегазопоисковые геохимические показатели. Указанные методы исследований могут производиться путем изучения вод и пород, выходящих на поверхность, а также находящихся на глубине и получаемых из буровых скважин. В связи с этим они разделяются на: 1)поверхностные площадные геохимические исследования (газовая съемка, битумная съемка, газобактериальная съемка и др.); 2) глубинные геохимические исследования (керновая съемка, газовый и битумный каротаж и т. д.), проводимые при бурении опорных, параметрических и поисковых скважин. Газовая съемка предложена В. А. Соколовым в 1929-1930 гг. В настоящее время известна газовая съемка по свободному газу, по воднорастворенному газу и по газу сорбированному породой. Все разновидности газовой съемки основаны на определении микроконцентраций углеводородных газов, содержащихся в породах или в подземных водах. Проведенные газосъемочные исследования в различных нефтегазоносных областях показывают, что основным показателем газовых залежей является наличие метана – главного компонента газовых скоплений. Благоприятным показателем служит также присутствие этана и пропана. На существование нефтяных скоплений, кроме аномалий по метану и пропану, указывает обнаружение тяжелых углеводородов: С5 – С8, представляющих наиболее летучую бензиновую фракцию нефти. Газокерновая съемка. Эта съемка основана на изучении сорбированных углеводородных газов породами коренных отложений, перекрывающих нефтяные и газовые залежи. Она обычно проводится в комплексе с геологической съемкой и бурением мелких скважин. Как правило, пробы берутся при бурении скважин глубиной от 3 до 20 м с помощью специальных керноотборников. Затем газы извлекают из породы путем десорбции или вакуума и определяют их содержание. Над залежами нефти и газа обычно отмечается повышенная газонасыщенность пород, которая за контуром резко снижается I’азокерновая съемка выгодно отличается от поверхностной газовой съемки большей точностью, и поэтому она успешно может применяться как в складчатых, так и в платформенных областях. Битумно-люминесцентная съемка. Метод битумно-люминесцентной съемки основан на изучении ореолов рассеивания битумов в породах, проявляющихся над нефтяными и газовыми залежами. Этот вид исследований, разработанный В.Н.Флоровской в 1954 г., в настоящее время приобрел широкое распространение. Он позволяет в полевых условиях определять с высокой точностью (до 10%) содержание и состав битума в породах, почвах и воде. Сущность метода заключается в том, что различные битумы имеют различные спектры люминесценции, которые фиксируются при облучении ультрафиолетовыми лучами образцов пород. Цвет спектра и интенсивность свечения указывают на состав и количество битума. Бактериальный метод. Этот метод основан на изучении наличия микроорганизмов, питающихся различными углеводородами. Известны группы бактерий, избирательно окисляющие метан, этан, пропан и другие углеводороды. для обнаружения их в мелких скважинах (до 1-2 м) отбираются образцы почв, которые помещаются в специальную герметическую посуду и направляются для анализа в лаборатории. Существует ряд методов определения углеводородокисляющих бактерий. В настоящее время применяются две разновидности бактериальных съемок: грунтовая и водно-бактериальная. Грунтовая бактериальная съемка основана на изучении образцов подпочвенных отложений и последующем их анализе для установления бактерий, окисляющих метан, этан или пропан. При этом отбор грунтов производится, как правило, из канав, расчисток, шурфов и неглубоких скважин. Водно-бактериальная съемка заключается в стерильном отборе проб воды в местах разгрузки водоносных горизонтов и последующем анализе взятых проб воды. Такими местами разгрузки могут являться родники, различные источники, колодцы, а также артезианские скважины. Газовый каротаж. Перед газовым каротажем обычно ставятся следующие задачи: установление в процессе бурения продуктивных интервалов, определение характера их насыщенности (нефть, газ, вода с растворенным газом) и определение условий залегания установленных залежей. Газовый каротаж довольно широко применяется при поисках и разведке нефти и газа в трех вариантах: по глинистому раствору, по шламу и по керну. Наибольшее развитие имеет газовый каротаж по глинистому раствору, который заключается в исследовании содержания в выходящем из скважины буровом растворе углеводородных газов. Газ извлекается из раствора с помощью специального дегазатора и затем исследуется на газоанализаторе. Газовый каротаж по керну производится при бурении структурных скважин. В горных породах над нефтяными и газовыми залежами мигрирующий к дневной поверхности газ может находиться в крупных и средних сообщающихся между собой порах (свободный газ), в тончайших порах и полостях (защемленный газ) и газ тесно связанный, входящий в структуру породы (сорбированный газ). Основная литература: 1[218-227], 7[132-140], Дополнительная литература 28[116-129] Контрольные вопросы: 1. Газовая съемка. 2. Газовый каротаж. 3. Люминесцентно-битуминологический анализ. 4. Бактериальная съемка. 15. Тема лекции: Основные критерии для качественной оценки нефтегазоносности недр. Для положительной оценки перспектив нефтегазоносности исследуемых территорий главнейшими критериями должны быть: 1) наличие в разрезе таких отложений, накопление которых происходило в субаквальной среде с анаэробной (восстановительной) еохимической обстановкой на фоне относительно устойчивого прогибания бассейна седиментации в рассматриваемый геологический период; 2) признаки нефтегазопроявлений, в виде битуминоидов нефтяного ряда или горючих газов; 3) нахождение в исследуемой части разреза пород-коллекторов; 4) присутствие над коллекторами газонефтенепроницаемых толщпокрышек; 5) наличие соответствующих крупных геоструктурных элементов, к которым приурочены нефтегазоносные области; 6) существование соответствующих региональных и локальных ловушек, благоприятных для формирования зон нефтегазонакопления, залежей и месторождений; 7) наличие в пределах исследуемой территории соответствующих гидрогеологических и палеогидродинамических условий, способствовавших формированию скоплений нефти и газа; 8) естественные нефтегазопроявления. Естественными нефтегазопроявлениями называют различного рода следы нефти и газа или же битумов нефтяного ряда на земной поверхности, в буровых скважинах и горных выработках. Естественные нефтегазопроявления являются важнейшими прямыми критериями поисков. Нефтегазопроявления встречаются в разнообразных формах и масштабах. Так, например, выходы газа можно наблюдать от микропроявлений до мощных извержений, связанных с грязевыми вулканами. Выходы нефти в природе встречаются от рассеянных форм в породах до нефтяных или асфальтовых озер. Общепризнанной классификации естественных нефтегазопроявлений еще нет. Известны условные классификации И.М.Губкина (1932 г.), Н.Б.Вассоевича (1930 г.), Н.А.Еременко и С.П.Максимова (1953 г.), В.А.Соколова и А.Я.Кремса (1959 г.). Например, И.М.Губкин выделял следующие виды нефтегазопроявлений: высачивание нефти; отложения асфальта; выделения газа; грязевые вулканы; выходы пропитанных нефтью пород и озокеритовые жилы. Прямые нефтегазопроявления. Среди нефтегазопроявлений этого класса выделяются следующие виды: выходы жидкой нефти, выходы пропитанных нефтью пород; выходы асфальтовых, озокеритовых образований; выделение горючих углеводородных газов и грязевой вулканизм. Выходы жидкой нефти на земной поверхности могут встречаться в виде нефтяных пленок на водной поверхности (источников, озер, рек, морей и океанов); высачивания из пористых или трещиноватых пород, обнажающихся на дневной поверхности и скоплений нефти в виде нефтяных источников, озер и т.д. В зависимости от первоначального химического состава нефти, могут образовываться как асфальтитовые, так и озокеритовые заполнения. Жилы озокерита и асфальтита свидетельствуют о вертикальной миграции углеводородов, имеющих своими корнями залежи нефти на глубине. Выходы пропитанных нефтью горных пород на поверхность образуют так называемые закированные породы, или киры. Пропитывая почву и коренные породы, высачивающаяся нефть постепенно густеет и затвердевает. Иногда высачивающаяся из выведенных на поверхность горных пород вязкая асфальтовая нефть образует в местах выхода своеобразные асфальтовые натеки, или так называемые асфальтовые покрышки, которые запечатывают залежь и таким образом предохраняют ее от дальнейшего разрушения. Нередко асфальтовые нефти, застывая в трещинах, образуют твердые заполнения, известные под названием асфальтитов. Асфальтитовые жилы имеют ширину от нескольких сантиметров до нескольких метров. Выделение горючих углеводородных газов на земной поверхности может быть: 1) пузырьками сквозь воду, в источниках, реках, озерах и на акваториях морей; 2) в виде струй прямо в воздух; 3) в виде микроскопических выходов в связи с процессами диффундирования и эффундирования углеводородов. Выходы горючих газов на поверхности могут быть связаны с залежами нефти на глубине и с месторождениями углей и горючих сланцев, могут образовываться в четвертичных и современных отложениях в связи с разложением органических веществ, а также могут быть глубинного происхождения. Выходы газа значительно легче обнаружить, если они находятся под водой, так как при этом видны поднимающиеся пузырьки газа. Грязевые вулканы также являются прямым признаком нефтегазопроявления. Морфологически грязевой вулкан представляет собой конусообразное возвышение в виде холма, сложенного глинистой брекчией или песчано-глинистыми образованиями с кратером на вершине, через который под давлением выбрасывается газ, несущий с собой воду, грязь, песок, обломки горных пород, а иногда и нефть. В большинстве случаев грязевые вулканы сравнительно невелики по площади распространения и по высоте, но иногда могут достигать весьма значительных размеров. Так, на Апшеронском полуострове грязевой вулкан Тоурагай (в окрестностях Баку), Кениз-Даг и Кер-Гез достигают 400 м высоты. Площадь кратера этих вулканов около 0,5 км2. К косвенным признакам нефтегазопроявлений относятся: 1) специфический солевой состав подземных вод, характерный для районов распространения нефтегазовых месторождений, а именно хлоркальциевый и гидрокарбонатнонатриевый их тип, с высокой минерализацией, слабой сульфатностью и содержанием ряда химических компонентов (бром, бор, иод, фтор, радий, нафтеновые кислоты и др.); 2) содержание в восходящих источниках и буровых водах в растворенном состоянии метана и более тяжелых углеводородов (этан, бутан, пропан), нафтеновых кислот и некоторых других органических соединений, характерных для залежей нефти и газа; 3) распространение местами серного оруденения и обогащение серой и сероводородом почвенных слоев; 4) появление в поверхностных отложениях некоторых физикохимических и биохимических изменений, обусловленных действием диффундирующих и эффундирующих из газонефтяных залежей углеводородов, в том числе изменения первоначальной окраски пород в сторону усиления светлых тонов под влиянием восстанавливающей роли углеводородов. Следует однако, отметить, что все перечисленные косвенные признаки нефтегазопроявлений не всегда бывают парагенетически связаны со скоплениями нефти и газа. Поэтому присутствие их в пределах исследуемых территорий не может безоговорочно указывать на наличие нефтегазовых скоплений и должно рассматриваться только в комплексе с другими критериями, указывающими на нефтегазоносность недр. Основная литература: 1[156-166], Дополнительная литература 24[314-333] Контрольные вопросы: 1 Прямые признаки нефтегазоносности. 2. Косвенные признаки нефтегазоносности. 3. Геохимические критерии. 4. Тектонические критерии.
