В осадочном чехле Волго-Уральской провинции выделяется более 60 продуктивных пластов, объединенных в семь основных нефтегазоносных (здесь и далее – НГК): 1) среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный;

- 58 –

2) верхнефранско-турнейский карбонатный; 3) нижнекаменноугольный (малиновско-яснополянский) терригенный; 4) нижнекаменноугольный (верхневизейско-серпуховский) карбонатный; 5) среднекаменноугольный (башкирско-московский) терригенно-карбонатный; 6) верхнекаменноугольно-нижнепермский карбонатный и 7) верхнепермский карбонатно-терригенный. Кроме того выделяются два возможно нефтегазоносных комплекса: рифейско-нижневендский и валдайско-балтийский .

Осадочные образования рифейско-нижневендского возможно нефтегазоносного комплекса (доплитный мегакомплекс), ограниченно распространенные в Волго-Уральской провинции, выполняют краевые и внутренние авлакогены, а также зоны перикратонных опусканий. Представлены в основном грубообломочными красноцветными толщами континентального генезиса.

Промышленных скоплений углеводородов (УВ) в рифейско-нижневендском комплексе не выявлено. На нескольких площадях установлены нефтегазопроявления, а на Игровской площади (скв. 20) получены интенсивные притоки газа. В пределах Волго-Уральской провинции выделяется Притиманско-Приуральский пояс нефтеобразования с генерирующими толщами в рифее и венде. В Приуральской области этого пояса преобладают нефтематеринские толщи, характеризующиеся удовлетворительными масштабами генерации углеводородов (УВ), а в Мезенской области - с низким уровнем генерации.

Валдайско-балтийский(верхневендский) нефтегазоносный комплекс более широко развит в провинции, так как выходит за контуры узких грабенов и авлакогенов. Литологический состав его близок к составу рифейско-нижневендского комплекса.

Базальные слои комплекса нефтеносны в пределах Верхнекамской палеовпадины на Ларионовской, Сивинской и Соколовской площадях. Нефтенасыщенные пласты песчаников установлены на трех уровнях - в черновской, киенгопской и верещагинской свитах бородулинской подсерии ласьвинской серии. Первый промышленный приток нефти (дебитом до 8 т/сут)

- 59 –

получен на Ларионовском поднятии из песчаников базальных слоев киенгопской

свиты с глубины 2592-2602 м. Нефть Ларионовской залежи характеризуется высокой плотностью (0,955 г/см 3), низкой газонасыщенностью, большим содержанием смол (19,62%), асфальтенов (9,47%) и низким содержанием парафина (2,25%).

В верхнепротерозойских отложениях Волго-Уральской провинции наиболее широко распространены две нефтегазоматеринской толщи (НГМТ) в основании валдайской серии венда - редкинская свита и нижняя часть разреза любимовской свиты. Среднее содержание ОВ в этих толщах 0,25 - 0,40%, изменяется от 0,05 до 2,77%. Встречаются маломощные (5 - 20 м) пачки черных аргиллитов, обогащенных OB (1-4,5%), при максимальных содержаниях ОВ 10 %.

Конец работы -

Эта тема принадлежит разделу:

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии

Министерства образования.. и науки Российской Федерации.. государственное образовательное учреждение..

Если Вам нужно дополнительный материал на эту тему, или Вы не нашли то, что искали, рекомендуем воспользоваться поиском по нашей базе работ:

Что будем делать с полученным материалом:

Если этот материал оказался полезным ля Вас, Вы можете сохранить его на свою страничку в социальных сетях:

Все темы данного раздела:

Кафедра региональной и нефтегазовой геологии
Автор: доцент, кандидат г.-м.н. Болотов Григорий Брониславович Геология Волго-Уральской нефтегазоносной провинции:

Лабораторные и самостоятельные занятия)
Nп/п Наименование тем и разделов Аудиторные занятия Самостоятельные

Геологического изучения региона
Изучение нефтеносности ВУНГП имеет более чем двухсотлетнюю историю. Первые упоминания о нефти в недрах Пермского края появилось в 30–е годы XVIII века. Известный специалист гор

Восточно-Европейской платформы
Добайкальский фундамент Восточно-Европейской платформы (ВЕП) сложен метаморфизованными архейскими и нижнепротерозойскими образованиями. В рельефе фундамента на

И основные тектонические элементы
В пределах ВУНГП выделяются два крупных тектонических элемента – Восточно-Европейская платформа и Предуральский краевой прогиб. Геологический разрез территории представлен двумя кру

Структур фундамента
Татарский свод вытянут в субмеридиональном направлении на 450 км, ширина его северной части 120‑150 км, южной около 300 км, он окаймляется крупными отрицательными формами. На

Структура осадочного чехла
При сравнении тектонического строения осадочной толщи Волго-Уральской провинции со структурой поверхности фундамента наряду со сходными чертами отмечаются существенные изменения. Одним из главных о

Прогиба и основные тектонические структуры
Предуральский краевой прогиб представляет собой пограничную структуру между AR-PR1 Русской плитой и герцинским складчатым Уралом. Вытянут на расстояние свыше 1 000км и имеет ширину от 20 до 100км.

Байкальский тектогенез
Начало первого (нижнебавлинского) седиментационного цикла на территории ВУНГП относится к рифею. В начале рифея (калтасинское время) преобладали погружения

Каледонский тектогенез
В каледонский тектогенез территория занимала достаточно высоко приподнятое над уровнем моря гипсометрическое положение и накопления осадков не происходило (цикл седиментогенеза по существу отсутств

С тратиграфия
Геологический разрез края представлен различными по возрасту и составу литолого-фациальными комплексами. К нижнему комплексу относятся архейские и нижнепротерозойские дислоцированные породы кристал

Вендская система
Вендские отложения залегают трансгрессивно на различных свитах рифея и коре выветривания кристаллического фундамента. Система делится на два отдела. Нижний венд. Нижневенд

Ордовикская система
На большей части ВУНГП отсутствует. В пермском крае развита только в Западно-Уральской зоне складчатости и представлена в основном средним и верхним отделами. Разрезы среднего и верхнего ордовика в

Нижний отдел
Лохковский ярус сложен глинистыми известняками, аргиллитами, алевролитами, песчаниками, реже гравелитами. Встречаются также водорослевые и органогенно-обломочные разност

Верхний отдел
Полностью верхнедевонские отложения отсутствуют на крайнем северо-западе края. В Камско-Кинельской системе прогибов верхний девон охватывает большую по мощности часть глинисто-кремнисто-карбонатной

Нижний отдел
Турнейский ярус. В Пермском крае выделено три типа разрезов: депрессионный, приуроченный к осевой зоне Камско-Кинельской системы прогибов,

Средний отдел
Башкирский ярус делится на два подъяруса и шесть горизонтов. Нижнебашкирский подъярус включает четыре горизонта: вознесенский,

Верхний отдел
Верхний отдел подразделен на два яруса: касимовский и гжельский. Верхнекаменноуголь­ные отложения объединены в несколько типов и подтипов разрезов.

Нижний (приуральский) отдел
Сложен в основном карбо­натными образованиями (ассельский, сакмарский и артинский ярусы), сульфатно-карбо­натными солями и терригенно-карбонатными образованиями (

Палеогеновая система
В пределах ВУНГП распростанена локально. В Пермском крае представлена средним и верхним отделами. Средний отдел (эоцен) в составе саксаульской

Четвертичная система
Четвертичные образования представлены разнообразным генетическим спектром осадков: аллювиальными, делювиальными, элювиальными, ледниковыми, флювиогляциальными, озерными, коллювиальными, болотными,

Среднедевонско-нижнефранский комплекс
Среднедевонско-нижнефранский преимущественно терригенный комплекс сложен породами эйфельского и живетского ярусов, пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса. В этом комплексе выде

Верхнефранско-турнейский карбонатный комплекс
Сложен породами семилукского и бурегского горизонтов нижнефранского подъяруса, фаменского и турнейского ярусов. В их составе выделяется до 12 продуктивных пластов. Пласты-коллекторы представлены по

Терригенный комплекс
Сложен песчано-глинистыми породами малиновского и яснополянского надгоризонтов визейского яруса. Наибольшие мощности комплекса и стратиграфическая полнота разреза зафиксированы в центральной зон

Карбонатный комплекс
Включает верхневизейские (окский надгоризонт) и серпуховские отложения. В составе комплекса выделяется до 14 продуктивных пластов, представленных известняками и доломитами. Промышленная не

Терригенно-карбонатный комплекс
Объединяет толщи башкирского и московского возраста. На территории Волго-Уральской провинции в среднекаменноугольном комплексе содержится до 15 продуктивных пластов. Продуктивный пласт

Верхнепермский карбонатно-терригенный комплекс
Выделен в объеме уфимского и казанского ярусов, распространен в южных - 76 – районах провинции. В ее центральных и северных областях он частично размыт, не имеет

Типы нефтей провинции
Тяжелая отечественная нефть и получаемые из нее продукты востребованы и нужны сегодня на мировом рынке. Рост цен и увеличение спроса делают рентабельными самые сложные проекты по до

Гидрогеология. Основныеводоносные комплексы
В пределах ВУНГП Г.П. Якобсон выделил 2 типа водоупоров : 1) регионально развитые глинистые и некоторые соленосные породы, по которым происходит ограниченное перемещение вод как

Пермского края
Нефтегазогеологическое районирование подразумевает расчленение крупных территорий на различные по размерам элементы земной коры, которые отличаются тектоно-седиментационными особенн

Месторождениях нефти и газа
На территории ВУНГП учтено более 900 месторождений и около 4 500 залежей нефти и газа. По числу продуктивных горизонтов в разрезе выделяются как многозалежные, так и однозалежные месторождения. Одн

Пермский край
В настоящее время на территории Пермского края насчитывается свыше 220 месторождений нефти и газа. В Приложении 1 они сгруппированы П.И. Клыковым в единую таблицу, содержащую и

Нефтегазоносные комплексы

Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.

Нефтегазоносным комплексом – называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.

Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:

Возраст и условия накопления пород;

Объем комплекса (толщина, площадь распространения)

Литологический состав разреза;

Сочетание коллекторов и флюидоупоров;

Условия залегания и размещения нефти и газа;

Соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;

Морфологические и генетические типы ловушек.

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.

Комплексы состоят из главных элементов:

1.порода-коллектор слагает природный резервуар;

2.порода-флюидоупор

3. не всегда нефтематеринская порода.

По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:

1.региональные

2.субрегиональные

3.зональные

4.локальные.

Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.

Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.

Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменно­сти и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркме­нии, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чере­дованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глини­стыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глини­стыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных ча­стях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравно­мерно.

В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км 2 , он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределе­ния нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге ре­гиона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палео­зоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верх­немеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными отороч­ками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип лову­шек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмот­ренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобла­дает), нижняя (юра) -нефтеносная.

Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соля­ными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соля­ными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконден­сатные и нефтегазоконденсатные залежи.

Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погре­бенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.

В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, харак­теризующиеся меньшим объемом, например:

терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;

06.08.2016

Еще со времен И.М. Губкина стало известно, что процессы нефтегазообразования и формирования скоплений нефти и газа не являются уникальными геологическими явлениями, связанными с каким-либо одним из геологических периодов развития нашей планеты и проявлялись в пределах различных территорий мира (табл. 10.1).
Из таблицы следует, что скопления нефти и газа открыты практически во всех геологических системах, начиная с докембрийских и заканчивая отложениями современного возраста. Во многих случаях в распределении скоплений углеводородов в разрезе литосферы наблюдается многоэтажность, обусловленная периодичностью процесса образования углеводородов в ходе истории геологического развития той или иной территории.
Установлено, что в пределах любой нефтегазоносной провинции в региональном плане основные скопления нефти и газа приурочены к строго определенным литолого-стратиграфическим комплексам, которые, как правило, включают нефтегазопродуцирующие свиты и природные резервуары.

Эта закономерность была изучена А.А. Бакировым, который предложил подобные литолого-стратиграфические комплексы называть регионально нефтегазоносными, а также классифицировать их по масштабам распространения, подразделяя на региональные и субрегиональные и по соотношению с нефтегазопродуцирующими отложениями. По этому принципу выделяются сингенетичные регионально нефтегазоносные комплексы, в разрезе которых нефтегазопродуцирующие отложения реализовали свой нефтегазоматеринский потенциал, эпигенетичные, в которых содержится нефть и газ, образовавшиеся в других осадочных формациях, а также смешанные (эписингенетичные) нефтегазоносные комплексы, в которых содержится нефть и газ как сингенетичные, так и эпигенетичные этому нефтегазоносному комплексу.
Таким образом, регионально нефтегазоносный комплекс - это своеобразная природная система, состоящая из трех основных компонентов, включающая: нефтегазоматеринскую толщу, обеспечивающую при благоприятных геологических, геохимических, гидрогеологических и тектонических условиях генерацию нефти и газа; нефтегазосодержащую толщу, представленную породами-коллекторами, обладающими способностью аккумулировать углеводороды и впоследствии отдавать их в процессе разработки месторождения; а также толщу слабопроницаемых пород-покрышек, перекрывающую коллекторы и обеспечивающую сохранность месторождений.
Региональные нефтегазоносные комплексы, содержащие природные резервуары различных типов, могут неодинаково соотноситься с осадочными формациями.
В одних случаях они могут полностью совпадать с формациями, и тогда формация будет являться, по сути, регионально нефтегазоносным комплексом,
В других случаях регионально нефтегазоносный комплекс может являться частью одной формации или включать в себя даже несколько осадочных формаций.
Поэтому выделение регионально нефтегазоносных комплексов является весьма важным этапом в изучении вопросов формирования и закономерностей размещения скоплений углеводородов и решении проблем оценки перспектив нефтегазоносности территорий.
Для того чтобы лучше разобраться в этом вопросе давайте рассмотрим примеры распространения регионально нефтегазоносных комплексов в пределах различных нефтегазоносных территорий. Так, например, в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции регионально нефтегазоносные комплексы приурочены к терригенным отложениям живетского и франского ярусов и карбонатным породам фаменского яруса девона, терригенным образованиям визейского яруса и верейского горизонта нижнемосковского яруса, карбонатным толщам турнейского, намюрского и башкирского ярусов.
На территории Предкавказской и Туранской нефтегазоносных провинций (Скифская плита Предкавказья и Туранская плита Средней Азии) регионально нефтегазоносные комплексы приурочены к терригенным отложениям средней юры, карбонатным породам келловея-оксфорда, терригенным толщам неокома, апта и альба.
В пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции регионально нефтегазоносные комплексы открыты в терригенных отложения средней и верхней юры, а также нижнего и верхнего мела.
В Азербайджане и Западной Туркмении регионально нефтегазоносными являются соответственно плиоценовая продуктивная и красноцветная толщи, которые между собой являются стратиграфическими аналогами.
На Северном Кавказе регионально нефтегазонеосные комплексы приурочены к песчаным породам миоцена-олигоцена (караган, чокрак, майкоп, хадум), а также к карбонатной толще верхнего мела.
В богатейших нефтью странах Ближнего и Среднего Востока регионально нефтегазоносны карбонатные отложения оксфорда-кимериджа (свиты Джубейла, Хадрия и Араб), терригенные толщи неокома-апта и альба-сеномана (свиты Зубейр, Бурган, Вара и др.), расположенные в краевой части погружения Аравийской платформы. Карбонатные отложения миоцена-олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине.
На Северо-Американской платформе регионально нефтегазоносны карбонатные отложения ордовика (свиты Элленбергер, Трентон), силура (свиты Ниагара и Хантон), девона (свиты Траверс и Кориферус), терригенные и карбонатные толщи карбона (свиты Честер, Чероки), нижней перми (свйты Сан-Андреас, Клирфорк, Гуадалупе) и песчаные толщи мела (свиты Вудбайн, Игл-Форд).
В Примексиканской впадине это - песчаные породы палеогена-неогена (свиты Фрио, Кокфилд, Нигура, Уилкокс).
Во впадине Альберта регионально нефтегазоносными являются карбонатные толщи верхнего девона, а также песчаные отложения мела (свиты Кардиум и Викинг).
В некоторых регионах регионально нефтегазоносные комплексы встречаются и в континентальных отложениях. Например, в Китае регионально нефтегазоносными являются континентальные отложения мезозойского и палеоген-неогенового возраста. В Скалистых горах США это палеогеновые континентальные отложения, а на острове Кенай (США, Аляска) -эоценовые. В районе Офисина в Венесуэле континентальными регионально нефтегазоносными являются неогеновые отложения. В районах Сальта и Кампо-Дуран (Аргентина) - пермские (свита Тариха).
В районе Веласкес (Колумбия) континентальные регионально нефтегазоносные отложения имеют палеогеновый возраст, в штате Байя, Бразилия, свита Сержи - отложения мелового возраста. В Западной Европе - угленосные отложения карбона, и породы красного лежня (нижняя пермь).
Таким образом, регионально нефтегазоносные комплексы в литолого-фациальном отношении весьма разнообразны: они могут быть как терригенными, так и карбонатными породами и представлять собой образования морского, прибрежного и континентального происхождения.
В то же время для всех региональных и субрегиональных нефтегазоносных комплексов, независимо от их литологии и палеогеографических условий накопления, характерна одна из основных их диагностических особенностей. Их объединяет то, что все они сформировались в субаквальной среде в анаэробной (восстановительной или слабовосстановительной) геохимической обстановке, на фоне устойчивого погружения.
В несколько иных условиях могут образоваться регионально газоносные отложения. Как показывает сравнительный анализ имеющихся геологических материалов, регионально газоносные толщи могут быть сформированы не только в субаквальной анаэробной среде, но и в континентальных условиях при накоплении угленосных отложений.
Примером этого является уникальное месторождение Слохтерен (Нидерланды) с извлекаемыми запасами газа 1,8 трлн м3, а также некоторые другие месторождения, обнаруженные в акватории Северного моря (шельфовая зона Нидерландов и ФРГ).
Как показывают многочисленные исследования, формирование этих месторождений произошло благодаря миграции газа из нижележащих угленосных отложений вестфальского яруса карбона, которые в этом регионе являются газопродуцирующими.
Установлено, что большинство регионально нефтегазоносных комплексов сингенетичны по отношению к вмещающим их крупным стратиграфическим подразделениям, что подтверждается сходством углеводородного состава нефтей и битумоидов, рассеянных во вмещающих их отложениях.
Изучение закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре показывает, что в регионально нефтегазоносных комплексах скопления углеводородов образуются не повсеместно. Этот процесс для каждого нефтегазоносного комплекса контролируется своими палеогеографическими, литолого-фациальными и палеотектоническими условиями недр. При этом ведущую роль играет режим и направленность региональных тектонических движений в течение каждого отрезка геологической истории, а именно, относительно устойчивое прогибание с амплитудой, достаточной для возникновения термобарических условий, необходимых для протекания процессов нефтегазообразования.
Таким образом, в пределах каждой нефтегазоносной провинции образование регионально нефтегазоносных комплексов (в большинстве случаев сингенетичных) связано с фазами нисходящих тектонических движений, при наличии благоприятных литолого-фациальных, в том числе геохимических условий.
В фазы активизации и дифференциации колебательных движений крупных геоструктурных элементов усиливалась региональная (как внутрирезервуарная, так и вертикальная) миграция флюидов и формировались зоны регионального нефтегазонакопления различных генетических типов.
Местами в эти отрезки времени происходило перераспределение ранее образовавшихся скоплений нефти и газа. И, наконец, в фазы развития преимущественного воздымания, когда рассматриваемая область попадала в зону активного водообмена, процессов аэрации и химической денудации, ранее образовавшиеся скопления подвергались разрушению.
Поэтому, как установлено А.А. Бакировым, В.И. Ермолкиным ареалы нефтегазоносности для отложений различных геологических эпох и периодов могут территориально как совпадать, так и смещаться относительно друг друга.
Пространственное совпадение ареалов нефтегазоносности в отложениях различных нефтегазоносных комплексов обычно наблюдается в тех случаях, когда общая направленность и режим тектонических движений крупных геотектонических элементов, к которым приурочены исследуемые нефтегазоносные комплексы, в течение рассматриваемых периодов были близки, как например, палеозой Волго-Уральской провинции и мезозой эпигерцинской платформы. И, наоборот, при разной направленности колебательных движений крупных геотектонических элементов в течение отдельных геологических периодов отмечается несовпадение ареалов нефтегазоносности в отложениях нефтегазоносных комплексов осадочного чехла, что наблюдается, например, при сопоставлении ареалов концентрации основных ресурсов нефти и газа в юрских и меловых нефтегазоносных комплексах в восточных областях Аравийской платформы.
В ходе геологического развития многих нефтегазоносных провинций с наступлением новых этапов тектогенеза их структурные планы нередко претерпевали существенные изменения. Это приводило к палеогеографическим перестройкам, в том числе и к изменению очертаний, а иногда и пространственного расположения бассейнов седиментации и областей сноса. В соответствии с этими процессами перемещались в пространстве и во времени области нефтегазообразования и нефтегазонакопления.
Таким образом, характер пространственного размещения нефтегазоносности в конечном итоге определялся режимом и направленностью региональных тектонических движений в течение каждого периода истории геологического развития территорий.
Число эпох регионального нефтегазообразования и нефтегазонакопления в пределах отдельных нефтегазоносных провинций не одинаково и тесно связано с режимом и направленностью волнообразно-колебательных движений крупных структурных элементов в каждый рассматриваемый отрезок геологического времени. Периодичность и региональный характер процесса нефтегазообразования и нефтегазонакопления в каждой нефтегазоносной провинции обусловливают наличие в разрезе осадочных образований нескольких самостоятельных регионально нефтегазоносных комплексов, разделенных толщами нефтегазонепроницаемых пород-покрышек. Продуктивность (нефтегазоносность) регионально нефтегазоносных комплексов отдельных стратиграфических подразделений зависит от амплитуды прогибания бассейна седиментации в течение соответствующего отрезка геологического времени.
Региональная нефтегазоносность литолого-стратиграфических комплексов, как правило, связана с территориями, испытавшими в течение соответствующего отрезка геологического времени нисходящие движения с более или менее значительной амплитудой.
Подытоживая сказанное, можно сформулировать, что ареалы нефтегазоносности отложений отдельных стратиграфических подразделений, как правило, приурочены к территориям, в которых:
- осадки накапливались в субаквальной среде с анаэробной геохимической обстановкой в фазы развития движений прогибания, при этом амплитуды прогибания в периоды накопления осадков рассматриваемого комплекса или в последующие эпохи были достаточно большими для возникновения условий, необходимых для образования и последующей миграции нефтяных углеводородов из нефтематеринских отложений в коллекторы;
- в фазы развития восходящих движений, последовавших за стадией прогибания, рассматриваемая часть разреза не попадала в зону активного водообмена и аэрации.
Установленные связи пространственного размещения регионально нефтегазоносных комплексов с определенными палеогеографическими и палеотектоническими условиями характерны для всех нефтегазоносных провинций нашей планеты. Поэтому при прогнозировании нефтегазоносности недр и для обеспечения на этой основе высокой эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ необходимо комплексное изучение факторов, определяющих закономерности размещения регионально нефтегазоносных комплексов, в их взаимосвязи и взаимообусловленности.

Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют собой комплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента нефтегазоносных провинций, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия.

НГК характеризуются следующими показателями:

1) литологическим составом и возрастом пород;

2) толщиной и площадью распространения (объёмом);

3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород;

4) гидрогеологическими условиями;

5) генетическими и морфологическими типами ловушек;

6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.

По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью.

Классификации нефтегазоносных комплексов . В 1969 году Э.А. Бакиров классифицировал НГК по генетическому и геотектоническому признакам. В основе генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в основе геотектонического признака - характер пространственного распространения НГК.

По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности НГК разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные.

Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные, НГК состоят из нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижележащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента.

Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли главной зоны нефтеобразования. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижележащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки.

В смешанных, или эписингенетичных, НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.

По масштабам распространения НГК разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные НГК принимаются в этой классификации в трактовке А.А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям. К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК . Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками.

Строение проницаемой части НГК . Проницаемая или внутренняя часть НГК по объёму соответствует водоносному комплексу ГГБ - проницаемой толще пород, заключённой между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части НГК можно разделить на четыре типа.

К первому типу относятся НГК, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри таких комплексов могут быть лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами.

Ко второму типу относятся НГК, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. Поэтому залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более.

К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчиненное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах могут быть встречены по всему разрезу НГК. Этот тип НГК широко распространён в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах).

К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих НГК нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность НГК данного типа во многом связана с высоким содержанием ОВ и зонами новейшей тектонической активизации.

В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых НГП выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы . Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещё не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения – это наличие: пород-коллекторов; флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. Например, в Предкавказье, где большая часть осадочного чехла изучена относительно хорошо, таким перспективным НГК является палеозойский комплекс пород.

В настоящее время установлена региональная нефтегазоносность фундамента на всех континентах, исключая Антарктиду и в большинстве акваторий Земли. В связи с этим породы фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций следует относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа.

В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных НГК. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним НГК, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона , в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза.

Многоэтажное распределение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Таким образом, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия:

1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, ОВ, ловушек, нефтяных и газовых месторождений;

2) наличие единых главных источников УВ;

3) относительная гидродинамическая изолированность НГК и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части;

4) определённая степень тектонической дислоцированности от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади;

5) определённые палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа.

Данные свойства позволяют использовать в пределах выявленных НГК единую методику поисково-разведочных работ и широко применять геологические аналогии.

Нефтегазоносные комплексы

Нефтегазоносные комплексы (НГК) представляют из себякомплексы пород осадочного чехла и верхней части фундамента нефтегазоносных провинций, имеющие относительно единые условия формирования и преобразования пород, ОВ и месторождений нефти и газа, а также единые гидродинамические условия.

НГК характеризуются следующими показателями:

1) литологическим составом и возрастом пород;

2) толщиной и площадью распространения (объёмом);

3) соотношением коллекторов и флюидоупоров, нефтегазопроизводящих и продуктивных пород;

4) гидрогеологическими условиями;

5) генетическими и морфологическими типами ловушек;

6) условиями залегания и закономерностями размещения залежей нефти и газа.

По литолого-стратиграфическому объёму НГК охватывают одну-две или три смежные формации или являются их частью.

Классификации нефтегазоносных комплексов . Э.А. Бакиров классифицировал НГК по генетическому и геотектоническому признакам. В корне генетического признака лежит характер соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород, а в базе геотектонического признака - характер пространственного распространения НГК.

По характеру соотношения нефтепроизводящих и нефтесодержащих пород или признаку первичной и вторичной нефтегазоносности НГК разделяются на первично-нефтегазоносные, вторично-нефтегазоносные и смешанные.

Первично-нефтегазоносные, или сингенетичные, НГК состоят из нефтегазопроизводящих пород, пород-коллекторов и перекрывающих их региональных флюидоупоров. Снизу такие комплексы изолированы покрышкой нижелœежащего регионального нефтегазоносного комплекса или породами фундамента.

Во вторично-нефтегазоносных, или эпигенетичных, НГК нефтегазопроизводящие породы отсутствуют, обладают малой продуктивностью или ещё не достигли главной зоны нефтеобразования. УВ поступают в них из сингенетичных комплексов в результате вертикальной миграции по проницаемым зонам. Масштаб нефтегазоносности эпигенетичных НГК находится в прямой зависимости от производящего потенциала нижелœежащего сингенетичного комплекса и экранирующих свойств его покрышки.

В смешанных, или эписингенетичных, НГК залежи содержат как сингенетичные УВ, так и УВ мигрировавшие из других комплексов.

По масштабам распространения НГК разделяются на региональные, субрегиональные, зональные и локальные. Региональные НГК принимаются в этой классификации в трактовке А.А. Бакирова, впервые выделившего их в 1959 году, как литолого-стратиграфические подразделœения, содержащие скопления нефти и газа в пределах обширных территорий, соответствующих НГП или большим их частям. К субрегиональным НГК относятся комплексы пород, содержащие скопления нефти и газа только в пределах одной нефтегазоносной области какой-либо провинции. Комплекс пород, продуктивный в пределах зоны нефтегазонакопления, выделяется как зональный НГК . Локальные НГК продуктивны в пределах одного или нескольких месторождений, не связанных общими признаками.

Строение проницаемой части НГК . Проницаемая или внутренняя часть НГК по объёму соответствует водоносному комплексу ГГБ - проницаемой толще пород, заключённой между двумя региональными водоупорами (покрышками). По внутреннему строению проницаемой части НГК можно разделить на четыре типа.

К первому типу относятся НГК, в которых основную часть разреза составляют гидродинамически связанные проницаемые породы. Внутри таких комплексов бывают лишь локальные, бессистемно расположенные флюидоупоры. В комплексах этого типа крупные залежи нефти и газа, как правило, приурочены к кровле пород-коллекторов и связаны с массивными и массивно-пластовыми природными резервуарами.

Ко второму типу относятся НГК, в которых относительно выдержанные породы-коллекторы и флюидоупоры чередуются между собой. По этой причине залежи нефти и газа здесь могут формироваться по всœему разрезу комплекса в природных резервуарах пластового и пластово-массивного типа. Многопластовые месторождения относятся к сводовому и дизъюнктивно экранированному типам структурного класса, а также к литологически экранированному типу литологического класса. Количество продуктивных пластов в месторождении может достигать сорока и более.

К третьему типу относятся НГК, в составе которых преобладают непроницаемые породы. Здесь развиты литологически ограниченные природные резервуары и ловушки, которые приурочены к отдельным линзовидным телам проницаемых пород. Природные резервуары пластового типа имеют подчинœенное положение. Залежи нефти и газа в таких комплексах бывают встречены по всœему разрезу НГК. Этот тип НГК широко распространён в дельтовых комплексах и отложениях материковых подножий (турбидитах).

К четвертому типу НГК относится особый тип сингенетичных комплексов, связанный с глинистыми породами типа баженитов и доманикитов, а также – с некоторыми карбонатными разностями пород. В этих НГК нефтегазопроизводящие породы одновременно являются и нефтегазосодержащими. Продуктивность НГК данного типа во многом связана с высоким содержанием ОВ и зонами новейшей тектонической активизации.

В пределах малоизученных территорий, а также в нижних частях разреза осадочного чехла старых НГП выделяют перспективно нефтегазоносные комплексы . Это части разреза, в которых скопления нефти и газа ещё не выявлены, но имеются фактические данные для их обнаружения - ϶ᴛᴏ наличие: пород-коллекторов; флюидоупоров; органического вещества в концентрациях, превышающих 0,1-0,2 % для карбонатных пород и 0,4-0,5 % для глинистых пород; пластовых температур, характерных для главной зоны нефтеобразования или главной зоны газообразования; тектонической дислоцированности комплекса; ловушек и других. К примеру, в Предкавказье, где большая часть осадочного чехла изучена относительно хорошо, таким перспективным НГК является палеозойский комплекс пород.

Сегодня установлена региональная нефтегазоносность фундамента на всœех континœентах, исключая Антарктиду и в большинстве акваторий Земли. В связи с этим породы фундамента нефтегазоносных и перспективно нефтегазоносных провинций следует относить к перспективно нефтегазоносным комплексам, независимо от представлений об образовании нефти и газа.

В разрезе нефтегазоносных провинций выделяется не менее двух региональных НГК. Их общая толщина, вместе с перекрывающим флюидоупором, обычно лежит в пределах от 2 до 4 км. Над верхним НГК, выше самого верхнего регионального флюидоупора, выделяется аконсервационная зона , в которой залежи нефти и газа уже не могут сформироваться из-за гидродинамической открытости разреза.

Многоэтажное распределœение скоплений УВ в разрезе земной коры связано с периодичностью тектонического развития крупных геоструктурных элементов земной коры, их расслоенностью на породы-коллекторы, флюидоупоры и, соответственно, с периодичностью процессов накопления ОВ, нефтегазообразования и нефтегазонакопления.

Τᴀᴋᴎᴍ ᴏϬᴩᴀᴈᴏᴍ, для формирования и существования нефтегазоносных комплексов необходимы следующие важные условия:

1) относительное единство условий формирования и преобразования пород-коллекторов и флюидоупоров, ОВ, ловушек, нефтяных и газовых месторождений;

2) наличие единых главных источников УВ;

3) относительная гидродинамическая изолированность НГК и гидродинамическая взаимосвязь его проницаемой части;

4) определённая степень тектонической дислоцированности от которой зависит образование структурных ловушек и размещение залежей нефти и газа по разрезу и площади;

5) определённые палеотектонические и палеогеографические условия формирования, от которых зависит развитие ловушек литологического и стратиграфического типа.

Данные свойства позволяют использовать в пределах выявленных НГК единую методику поисково-разведочных работ и широко применять геологические аналогии.

Нефтегазоносные комплексы - понятие и виды. Классификация и особенности категории "Нефтегазоносные комплексы" 2017, 2018.