Залежь нефти как пишется

Обозначь орфограмму, на которую нужно обратить внимание в каждом из данных слов. Образуй от этих слов наречия. Придумай и запиши сними словосочетания. Укажи главные и зависимые слова. Легкий- Дерзкий- Меткий- Жуткий —

Ответы (2)

Укажите, твердый или мягкий согласный произносится перед Е: Кашне, кларнет, компетентный, кузен, кюре, менеджер, модернизм, нейтрон, партер, протекция, реглан, рейд, сессия, синтез, террор, федеральный, форель, шинель, экспресс, альтернатива,

Ответы (1)

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д.

И. О. Брод по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.
Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.
Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Рис
.Принципиальная
схема пластовой сводовой залежи

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная, 15 – водонефтяная

Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапирами.
Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически.
Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.
Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д.

Рис. Принципиальная схема пластовых литологически экранированных залежей.

Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.
Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.
Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.
Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.
Биогермные выступы – это рифы. Для массивных залежей характерно неравномерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Рис. Разрез типичного биогерма

Литологически ограниченные со всех сторон залежи.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.
Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы нефти в них обычно невелики.
Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову

Сводовые
залежи:

а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения;
5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели

Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Приконтактные
залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;
в – с вулканогенными образованиями

Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Литологически
ограниченные залежи:

а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями:

а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

К методам графического изображения залежей относится построение карт и разрезов.

Похожая информация.

Определяющее значение для выбора методики геологоразведочных работ (ГРР) на нефть и газ, включая выбор количества и систем заложения поисково-оценочных скважин, имеют знания характера прогнозируемых залежей по типу ловушек.

Классификации залежей нефти и газа по типу ловушек основаны на генетических и морфологических особенностях ловушек.

На практике широко используется классификация залежей А.А. Бакирова (1960), основанная на генезисе ловушек и морфологическая классификация по форме природных резервуаров И.О. Брода (1951).

В генетической классификации А.А. Бакирова
выделено пять
генетических классов залежей нефти и газа.

1. Структурный класс
делится на три группы залежей: 1) антиклинальных, 2) моноклинальных и 3) синклинальных структур. Синклинальные залежи встречаются в природе редко.

Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по А.А. Бакирову)

Группы залежей антиклинальных и моноклинальных структур далее делятся на типы.

2. Рифогенный класс
делится два типа залежей, которые связаны: 1) с одиночными рифовыми массивами и 2) ассоциацией рифовых массивов.

3. Литологический класс
делится на две группы залежей: 1) литологически экранированные; 2) литологически ограниченные. Группы разделены на конкретные типы залежей.

Литологически экранированные залежи
связаны с пластовыми литологическими ловушками. Это тупиковые гидродинамически полуоткрытые ловушки, которые в плане имеют заливообразную форму. Их форма связана с дугообразным изгибом линии выклинивания или линии замещения продуктивного пласта непроницаемыми породами.

Литологически ограниченные залежи
связаны с природными резервуарами и ловушками, которые со всех сторон ограничены флюидоупорами и в гидродинамическом отношении являются закрытыми. Поэтому движение флюидов в них весьма ограниченно. Такие залежи могут не иметь подошвенных вод, и не имеют источников их пополнения. Залежи этого типа часто обладают АВПД, но из-за незначительной высоты залежей их энергия также незначительная.

4. Стратиграфический класс.
Залежи этого класса связаны с различными типами стратиграфически экранированных ловушек.

5. Литолого-стратиграфический класс
залежей связан с участками выклинивания продуктивных пластов под стратиграфическими несогласиями.

Довольно часто в природных резервуарах присутствуют комбинированные ловушки, созданные при участии различных факторов. Соответственно в таких ловушках образуются залежи комбинированного класса.

Морфологическая классификация залежей И.О. Брода по форме природных резервуаров
. В этой классификации выделены три группы залежей: пластовые, массивные и литологически экранированные
, которые далее делятся на подгруппы и роды.

Таблица. Классификация залежей нефти и газа (по И.О. Броду, 1951)

Сопоставление генетической классификации А.А. Бакирова и морфологической классификации И.О. Брода показывает, что разные принципы классификаций определили различную систематизацию практически одних и тех же видов залежей. При этом в классификации И.О. Брода выделяются массивные залежи, которые отсутствуют в других классификациях залежей, но широко используются в практической геологии нефти и газа.

Массивные залежи
связаны с массивными Природными резервуарами в основе которых может лежать высокоамплитудная сводовая или антиклинальная структура, рифовый массив, погребенный эрозионный или эрозионно-тектонический выступ осадочных, метаморфических и магматических пород. То есть по классификации А.А. Бакирова это определённые виды структурных, рифогенных и стратиграфических залежей. Однако не зависимо от генезиса ловушки массивные залежи имеют ряд характерных признаков и свойств: 1) контролируются лишь породами-покрышками, залегающими в кровле и с боков коллектора; 2) не контактируют с флюидоупором, который залегает под подошвой продуктивного пласта; 3) нефть или газ всюду подпираются подошвенной водой; 4) движение пластовых флюидов в залежи происходит по вертикали; 5) внутренние контуры нефтеносности или газоносности в них отсутствуют.

Аналогичное строение имеют и сводовые неполнопластовые залежи. Принципиальное различие между неполнопластовые и массивными залежами заключается только в толщине продуктивных пород и объёме залежи. Довольно часто в природных резервуарах присутствуют ловушки комбинированного типа, созданные при участии двух или более факторов. Например, структурного и литологического, структурного и стратиграфического, структурного, литологического и стратиграфического, литологического и гидродинамического. Соответственно в таких ловушках формируются залежи комбинированного типа.

Научно обоснованные поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа невоз­можны без четких знаний об их свойствах, условиях залегания в земной коре и закономерностях их пространственного размещения.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по край­ней мере, три условия.

1. Нужен коллектор
. Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар
– естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Н
ужна ловушка
– часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изоли­рованным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка эко­номически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испыта­ние временем.

Пластовая залежь
– это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые

и пластовые экранированные

залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко):

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная,15 – водонефтяная

В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности па­раллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапи­рами.

Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, страти­графически, литологически.

Тектоническое экранирование
связано с раз­рывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нару­шение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование
связано с несогласным залегани­ем одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограни­чен поверхностями размыва.

Одно из крупнейших месторождений мира – Ист-Тексас в США – с из­влекаемыми запасами 810 млн т нефти приурочено к структурному носу на западном крыле поднятия Сабин.

Как пишет А.Леворсен, пересечение двух поверхностей несогласия обу­словило выклинивание проницаемых песчаников вудбайн (верхний мел). Последовавшее затем формирование крупного поднятия Сабин вызвало де­формацию зоны выклинивания проницаемых пород и способствовало обра­зованию ловушки с крупнейшей залежью нефти.

Песчаники вудбайн несогласно перекрыты непроницаемыми отложе­ниями более молодого возраста.

Литологически экранированные
залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в ре­зультате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницае­мости и т.д..

Массивные залежи
. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формиро­вания массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности ре­зервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ло­вушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.

Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторожде­ния и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) при­урочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пла­стов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый га­зоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое со­ставляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.

Эрозионные выступы
часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.

Биогермные выступы
– это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Ки­нельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравно­мерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Литологически ограниченные со всех сторон
залежи
.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограни­ченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчани­ков. Запасы нефти в них обычно невелики.

Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнур­ковая» залежь на Покровском месторождении нефти.

Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда не­значительные колебания уровня воды приводят к осушению больших пло­щадей.

^

1.5.1. Основные типы залежей

Выделяются следующие основные ти-пы залежей нефти и газа: пластовый (Рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экрани-рованный.

^
Рис. 1.

Схема пластовой сводовой залежи
.

Части пласта: 1-водяная, 2 —
водонефтяная, 3-нефтяная, 4
-газонефтяная, 5-газо-вая; 6 —
породы-коллекторы; Н —
высота залежи; Нг, Нн
— высоты соответственно газовой шапки и нефтяной части залежи

Залежь нефти и газа может быть приурочена к одному изоли-рованному природному резервуару или связана с группой гидро-динамически сообщающихся природных резервуаров, в которых от-метки газожидкостного и водонефтяного контактов соответствен-но одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массив-ная или пластово-массивная.

^

1.5.2. Классификация залежей по фазовому состоянию УВ

В зависи-мости от фазового состояния
и основного состава углеводо-родных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются
на (рис. 2):

— нефтяные
, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;

• газонефтяные и нефтегазовые
  (двухфазные); в газонефтяных

Залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая-газо-вая (газовая шапка); в нефтегазовых-газовая шапка превыша-ет по объему нефтяную часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью — нефтяной оторочкой;

— газовые
,
содержащие только газ;

• газоконденсатнонефтяные и нефтегазоконденсатные
  : в пер-вых — основная по объему нефтяная часть, а во вторых — газо-конденсатная.(см. рис. 2).

^

1.5.3. Основные особенности, характеризующие условия разработки залежи

Любая нефтяная или газовая залежь обладает потен-циальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти и газа из резервуара (продуктивного плас-та). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил-носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа, сжатого в газовых залежах и га-зовых шапках, и газа, растворенного в нефти. Кроме того, в зале-жах действует сила тяжести нефти.

Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливаю-щих приток флюидов к добывающим скважинам, называется ре-жимом залежи. В соответствии с характером проявления домини-рующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах-газовый и упруговодонапорный.

Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неод-нородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки техноло-гическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти, газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продук-тивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью про-дуктивных пластов, степенью гидрофобизации пород, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.

^

1.6. МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА И ИХ ОСНОВНЫЕ КЛАССИФИКАЦИОННЫЕ ПРИЗНАКИ

МАСТОРОЖДЕНИЕ

представляет собой совокупность залежей неф-ти и газа, приуроченных к единой тектонической структуре и рас- в пределах одной площади.

Месторождения могут быть однозалежными

и многозалежными.


По величине извлекаемых запасов нефти и балансовых запасов газа месторождения подразделяются на уникальные, крупные, средние и мелкие (табл.1)

Классификация запасов месторождений нефти и газа по размерам

По сложности геологического строения, условиям залегания и выдержанности продуктивных пластов

независимо от величины запасов выделяются месторождения (залежи):

простого строения


, связанные с ненарушенными или слабона-рушенными структурами, продуктивные пласты которых характе-ризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

сложного строения


, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площа-ди и разрезу ИЛИ
литологическими замещениями коллекторов плохо проницаемыми породами или наличием тектонических на-рушений;

очень сложного строения


, для которых характерны как литоло-гические замещения или тектонические нарушения, так ^
И

невыдер-жанность толщин и коллекторских свойств продуктивных плас-тов.

Сложность
геологического строения месторождений устанавли-вается
исходя из соответствующих характеристик основных зале-жей, заключающих основную часть (больше 70 %)
запасов место-рождения. Размеры и сложность строения месторождений определяют методику разведочных работ, их объемы и эко-номические показатели разведки и разработки.

^

1.7. НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ОБЪЕКТЫ, СОДЕРЖАЩИЕ РЕСУРСЫ НЕФТИ И ГАЗА. И ОСНОВНЫЕ ПРИНЦИПЫ ИХ КЛАССИФИКАЦИИ И НЕФТЕГАЗОГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

Нефть и газ крайне неравномерно распределены в недрах. В связи с этим прогнозирование нефтегазоносности и проведение геологоразведочных работ направлены на выявление территорий и частей разреза, характеризующихся максимальной концентраци-ей месторождений и залежей нефти и газа. Выделение в пределах исследуемой территории отдельных частей по степени сходства гео-тектонического строения и состава слагающих их формаций, т. е. факторов, в совокупности контролирующих нефтегазоносность недр, называется нефтегазогеологическим райониро-ванием

.

При нефтегазогеологическом районировании следует учиты-вать четыре основные группы факторов — критериев, контролиру-ющих процессы генерации, миграции и аккумуляции УВ:

Современное геотектоническое строение изучаемых территорий и особенности формирования их геоструктурных элементов;

Литолого-стратиграфическую характеристику разреза, основан-ную на палеогеографических, формационных и фациальных усло-виях формирования осадков в различных частях этих территорий;

Гидрогеологические условия;

Геохимические условия территорий, в том числе фазовое состояние и физико-химическйе свойства и состав УВ, нефтегазоматеринский потенциал пород и концентрацию, и состав содержащихся в них битумоидов и органического вещества (0В).

Залежи и месторождения

, связанные с геоструктурными элемен-тами соот-ветствующего ранга, относятся к элементам нефтегазогеоло-гического районирования наиболее низкого уровня.

Ассоциация смежных и сходных по геологическому строению месторождений нефти и газа, залежи которых приурочены к ловуш-кам, составляющим единую группу, осложняющую структуру бо-лее высокого порядка (уровня), называется зоной нефтегазонакопления.

Нефтегазоносный район

представляет собой ассоциа-цию зон нефтегазонакопления, характеризующихся об-щностью геологического строения и развития, литолого-фациальных условий и условий регионального нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная область

— это ассоциация смежных нефтегазо-носных районов в пределах крупного геоструктурного элемента более высокого уровня по сравнению с уров-нем элемента, соответствующего нефтегазоносному району. Все нефтегазоносные районы в пределах области должны характеризо-ваться общностью геологического строения и историей развития, включая палеографические условия нефтегазо-образования и неф-тегазонакопления.

Нефтегазоносная провинция

представляет собой ассоциацию смежных нефтегазоносных областей в пределах од-ного крупнейшего геоструктурного элемента или их группы.

^
Зоны, районы, области и провинции, нефтегазоносность кото-рых еще не доказана, но предполагается, принято называть

нефтегазо-перспективными

.

Наряду с районированием по площади нефтегазогеологическое районирование предусматривает расчленение по разре-зу осадочного чехла оцениваемой территории. Основными едини-цами такого расчленения являются пласт, резервуар 1 , нефтегазоносный комп-лекс и нефтегазоносная формация.

Нефтегазоносным пластом

называется толща про-ницаемых пород-коллекторов, ограниченных сверху (в кровле) и снизу (в подошве) флюидоупорами.

Нефтегазоносный горизонт

представляет собой груп-пу перекрытых зональной покрышкой и гидродинамически свя-занных пластов внутри нефтегазоносного комплекса.

Нефтегазоносный комплекс

-это литолого-стратиграфическое подразделение, перекрытое региональной покрыш-кой. Комплекс включает один нефтегазоносный горизонт или их группу.

Нефтегазоносная формация

представляет собой ес-тественно-историческую ассоциацию горных пород, генетически связанных во времени и пространстве региональными палеогеографическими и палеотектоническими условиями, благоприятны-ми для развития процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Нефтегазоносная формация может содержать один нефтегазоносный комплекс или их группу.

Пласты, горизонты, комплексы, продуктивность которых еще не доказана, но предполагается, называют нефтегазоперспективными

пластами, горизонтами и комплексами.

Залежью называется единичное скопление нефти и природного газа. Залежи могут быть промышленными или непромышленными в зависимости от их размеров и запасов углеводородов, содержащихся в них. Если скопление достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью. Понятие о промышленной и непромышленной залежи весьма условное По мере развития методов и техники извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр земли некоторые залежи, ранее считавшиеся непромышленными, могут быть переведены в разряд промышленных и введены в разработку.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испыта­ние временем.

Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Нефтяная залежь представляет собой скопление жидких углеводородов в некоторой области земной коры, обусловленное причинами геологического характера. Часто нефтяная залежь имеет контакт с водяным пластом. При этом возможны два основных типа взаимного расположения. Если вода располагается ниже нефтяной залежи на всем ее протяжении, такую воду называют подошвенной. Если контакт с водой происходит в пониженных частях залежи, на ее крыльях в этом случае используется термин — контурная вода. Уровень, на котором расположена граница между нефтью и.водой, определяет положение водонефтяного контакта.

Пластовая нефть — сложная природная смесь жидких и газообразных углеводородов, содержащаяся в пласте-коллекторе в условиях пластовых давлений и температур, в зависимости от которых может находиться в виде однофазного флюида или распадаться на жидкую и газовую фазы. Газонефтяные насыщенные системы обычно образуются при давлениях насыщения, несколько больших или равных пластовым давлениям. В однофазных нефтяных недонасыщенных системах пластовые давления в разной степени превышают давления насыщения. Основные параметры пластовых нефтей: плотность (кг/м3), вязкость кинематическая (см2/с), вязкость динамическая (мПа с), давление насыщения пластовых нефтей газом (МПа), коэффициент сжимаемости нефти, коэффициент растворимости газа в нефти, газовый фактор и др. По мере снижения пластового давления при разработке нефтяных залежей изменяются свойства пластовых нефтей, что обязательно учитывается при составлении проекта разработки залежи. С уменьшением степени газонасыщенности пластовой нефти возрастают значения её вязкости, плотности, поверхностного натяжения и др. Поэтому свойства пластовой нефти исследуются по недегазированным пластовым пробам, поднятым из забоя скважины глубинными пробоотборниками, где сохранены пластовые параметры природного резервуара. Глубинная проба обрабатывается на специальной аппаратуре способами контактного и дифференциального разгазирования и подвергается различным видам анализа.

Нефтегазопроявлениями называются естественные выходы нефти и газа на поверхность в виде источников, пленок, пузырьков, а также незначительные притоки нефти (до 1 м3/сутки) и газа в скважинах при их испытании.

Основными параметрами залежей нефти и газа являются: форма, размеры, тип углеводородов, геологические и промышленные запасы, контуры нефтеносности, газоносности, абсолютные отметки газо-водяных, газо-нефтяных, водонефтяных контактов, пластовое давление, пластовая температура, плотность нефти, абсолютные дебиты в скважинах (притоки за сутки), тип коллектора по пористости, проницаемости и др.

По типу углеводородов залежи бывают газовые, нефтяные, газо-нефтяные (нефтяные с газовой шапкой), нефтегазовые (газовые с нефтяной оторочкой), газоконденсатные, нефтегазоконденсатные (газоконденсатные с нефтяной оторочкой).

Форма залежей определяется формой ловушки и резервуаров. По этому показателю различаются следующие типы залежей: пластовые сводовые, массивные сводовые, пластовые сводовые литологически экранированные, пластовые сводовые тектонически экранированные. Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи (Рис.4), в плане они имеют округлые, овальные формы. Залежи экранированного типа имеют в разрезе линзовидные, гнездовидные (карманообразные) формы, в плане – козырьковые (заливообразные), кольцевые, полосовидные, рукавообразные (шнурковые) и сложные формы.

Размеры залежей. Показателями размеров залежей являются: длина, ширина, площадь, толщина, высота, объем. Высотой залежи называется расстояние по вертикали от водонефтяного или газонефтяного контакта до наивысшей отметки ее кровли.

Промышленные запасы нефти и газа – это количество углеводородов, находящееся в залежи. Измеряются в тоннах (для нефти) и в кубических метрах (для газа). Промышленные запасы считаются по результатам бурения поисковых и разведочных скважин. По степени изученности они подразделяются на категории: высокие (А, Б), средние (С1), низкие (С2). Количество запасов зависит от размеров залежи и коэффициента пористости коллекторов, содержащих нефть и газ. На современном уровне развития техники извлечь всю нефть, находящуюся в залежи, невозможно. Количество нефти и газа, которое может быть извлечено из залежи современными методами, называется извлекаемыми запасами. Для нефти они составляют 15-60% от промышленных запасов. Коэффициент извлечения нефти из пласта, зависит от качества коллектора и самой нефти. Для чисто газовых залежей процент извлекаемых запасов близок к 100%.

Водонефтяным контактом (ВНК) называется поверхность раздела нефти и воды в подошве залежи. Его положение (абсолютная глубина) определяется при разведочных работах бурением скважин и их испытанием. Чаще эта поверхность бывает ровной, плоской, горизонтальной. Она характеризуется соответствующей абсолютной отметкой, а при наклонном ее положении дополнительно определяется угол наклона. Иногда ВНК имеет не плоскую, а неровную, извилистую форму. Для залежей газонефтяного типа кроме ВНК определяют газонефтяной контакт (ГНК), его положение (абсолютную глубину) и контур в плане.

Внешний контур нефтеносности – это линия пересечения ВНК с кровлей залежи. Внутренний контур нефтеносности – линия пересечения ВНК с подошвой залежи. Для газовых залежей определяются внешний и внутренний контуры газоносности.

Газовая шапка – это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Наличие свободного газа в нефтяной залежи свидетельствует о том, что давление в залежи равно давлению насыщения нефти газом при данной температуре, т.е. нефть полностью насыщена газом. Если пластовое давление выше давления насыщения, то весь газ растворится в нефти и газовая шапка не образуется. Параметры газовой шапки определяются отдельно в ходе разведки залежи.

Толщина продуктивного пласта залежи определяется для расчета объема залежи, она равна расстоянию по перпендикуляру от подошвы до кровли пласта. Если продуктивный пласт неоднороден по строению и содержит линзовидные включения непроницаемых пород, то определяют эффективную толщину, равную суммарной мощности проницаемых пропластков, насыщенных углеводородами. Она равна толщине пласта за исключением глинистых пропластков.

Коэффициент нефтенасыщенности – это степень насыщенности пор коллекторов нефтью. Он учитывает, что не все поры заполнены нефтью, а часть пор заполнена водой, сырая нефть всегда содержит воду. Коэффициент нефтенасыщенности в нефтяных залежах колеблется от 0,7 до 1,0, он уменьшается по мере приближения к водонефтяному контакту.

Коэффициент газонасыщенности – степень насыщенности пор коллекторов газом. Определяется для газовых залежей методом отбора и анализа проб сырого газа.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову (рис. 5.1-5.8).

Рисунок. 5.1. Сводовые залежи:

а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения;

5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели

Рисунок. 5.2. Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;

в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Рисунок. 5.3 . Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;

г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Рисунок. 5.4. Приконтактные залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;

в – с вулканогенными образованиями

Рисунок. 5.5. Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;

в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Рисунок. 5.6. Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;

б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Рисунок. 5.7. Литологически ограниченные залежи:

а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);

б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);

в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

Рисунок 5.8. Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями:

а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;

г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

Флюидоупоры — экраны, покрышки

Проницаемость пород прямо пропорциональна градиенту давления и обратно пропорциональна вязкости флюида. Порода может быть непроницаема для жидкости и проницаема для газа. При больших градиентах давления возможна фильтрация любых флюидов через любую породу.

Основные свойства необходимые для экранирующих толщ: пластичность и низкая трещиноватость. Наиболее распространенные типы толщ-экранов: сульфатно-солевые и глинистые.

Сульфатно-солевые толщи представлены горизонтами каменной соли, переслаиванием солей, гипсов и ангидритов, переслаиванием солей и терригенных (глинистых) пород. Соли являются идеальным флюидоупором.

Глинистые покрышки — наиболее распространенный тип экранов, качество глин, как изоляторов, снижается включениями зерен кварца и полевых шпатов. Для глинистых толщ может быть характерна достаточно низкая проницаемость при сравнительно высокой пористости.

Катагенез ведет к обезвоживанию и, как следствие, к снижению пластичности и росту трещиноватости. В заполярной части Западной Сибири покрышки промышленных залежей образованы вполне пористыми породами, но с пористостью заполненной льдом и газогидратами — т.н. криогенные покрышки.
На глубинах от 4-5 км и выше надежным экраном являются только солевые толщи.

Многочисленные и разнообразные природные скопления – залежи нефти и газа – классифицируются в нескольких аспектах: 1) по фазовому составу углеводородов; 2) по количеству углеводородов, скопившихся в резервуаре (по величине извлекаемых или геологических запасов); 3) по морфологии резервуара, определяемой типом ловушки.

4.2. Классификация залежей по фазовому состоянию и химическому составу углеводородов

По фазовым соотношениям углеводородов (УВ), содержащихся в залежи, различаются шесть типов скоплений: газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные, нефтегазовые, газонефтяные и нефтяные.

—Нефтяные
залежи – содержат и газ, но только растворенный в нефти;

—Нефтегазовые
– имеют в своем составе газовую шапку с нефтяной оторочкой;

—Газовые
— нефть отсутствует, или образует оторочку, в количестве, не имеющем промышленного значения;

—Газоконденсатные
– из газа, образующего самостоятельную залежь или газовую шапку, при переводе из пластовых в поверхностные условия, выделяется значительное количество жидкой фазы — конденсата;

—Газонефтеконденсатные
— в газовой залежи растворено значительное количество жидких углеводородов.

По химическому составу углеводородов (УВ): нафтеновые, метановые, нафтено-метановые, ароматические, иногда другие, необычного состава

Газовые залежи
содержат главным образом метан и его гомологи (этан, пропан и др.). Газ, содержащий более 95% метана, называется сухим, а газовые смеси с содержанием более 5% тяжелых УВ называют жирными. Помимо углеводородных компонентов газовые залежи могут содержать сероводород, углекислый газ, азот и, в небольших количествах, инертные газы. Гелий, при его содержании в газовой смеси свыше 0,15%, является высокоценным попутным компонентом.

На газовых месторождениях керн, поднятый из продуктивного горизонта, ничем визуально не отличается от керна подстилающих и перекрывающих толщ. Лишь сразу после подъема из скважины он издает легкий запах бензина, который через некоторое время исчезает, и никаких следов УВ не остается. Поэтому поисковые и разведочные скважины на газ бурятся при постоянным геологическом контролес

обязательным проведением газового каротажа. Следует учитывать, что газовый каротаж теряет эффективность при бурении с утяжеленными буровыми растворами.

Газоконденсатные залежи
представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С 5 Н 12 и выше). При большой высоте залежей (до 1000 м и более) концентрация этих тяжелых УВ обычно возрастает сверху вниз по разрезу продуктивной толщи. Содержание стабильного конденсата может значительно изменяться и по площади крупных залежей: от 100-130 до 350-500 см 3 /м 3 .

Нефтегазоконденсатные залежи
отличаются от собственно газоконденсатных наличием в нижней части резервуара жидких УВ, представляющих собой легкую нефть. Характерным примером такого типа является уникальное месторождение Карачаганак (Северо-западный Казахстан). Высота массивной залежи здесь превышает 1500 м (от 3700 до 5200 м по глубине); сверху вниз по ее разрезу возрастает содержание конденсата, а нижняя часть резервуара заполнена нефтью на толщину около 200 м.

Нефтегазовая залежь
содержит скопление газа, подстилаемое нефтью на всей его площади или частично; при этом геологические ее запасы не должны превышать половины от общих запасов УВ. Подразумевается также, что газ в этом типе месторождений имеет преобладающее промышленное значение. По составу он является жирным, т.е. содержит некоторое количество тяжелых гомологов метана. В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки, нефтяная часть залежи имеет вид нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки.

В пластовом резервуаре сводового типа нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки, имея при этом сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности. Верхняя – газовая часть залежи также будет иметь внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины будут вскрывать залежь как чисто газовую, а в зоне между внутренним и внешним контурами газоносности – как газонефтяную. В свою очередь, скважины пройденные между внешними контурами газоносности и нефтеносности покажут чисто нефтяную часть залежи.

Газонефтяная залежь
представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой, при этом геологические запасы нефти составляют более половины от суммарных начальных запасов УВ. Такой тип месторождений является одним из наиболее распространенных в большинстве нефтегазоносных провинций во всем мире.

Нефтяная залежь
содержит скопление нефти с растворенным в ней газом. Содержание такого растворенного газа (газовый фактор) составляет обычно от 10 до 60 м 3 /м 3 , но в некоторых случаях может достигать и 500 м 3 /м 3 .

Фазовое соотношение УВ в залежах всех типов, кроме чисто газовых, определяется термобарическими условиями залегания.

4.3. Морфологические типы резервуаров

Скопления и жидких, и газообразных УВ содержатся в ловушках всех генетических типов: структурных, литологических, стратиграфических, рифогенных. По типу резервуара различают залежи массивные, литологически ограниченные, многопластовые и пластовые, которые делятся, в свою очередь, на полнопластовые и неполнопластовые. Точное определение морфологического типа залежи имеет принципиальное значение для выбора методики разведки и эксплуатации. Залежи массивного типа отличаются от многопластовых наличием единого водо-нефтяного контакта. Полнопластовые залежи отличаются от всех других типов наличием как внешнего, так и внутреннего контуров нефте(газо)носности.

Форма залежи: симметричная, несимметричная; изометричная или вытянутая в плане, ее размеры, так же как и тектоническая нарушенность контролирующей ее структуры, непосредственно отражаются на объемах разведочного бурения, т.е. стоимости разведки. Еще сильнее на стоимость разведочных работ влияет глубина залегания: чем глубже скважина, тем выше стоимость 1 пог.м ее бурения и оборудования.

Углы падения крыльев складчатых структур-ловушек существенно различаются в платформенных областях (градусы, минуты) и в зонах краевых прогибов (десятки градусов). Крутизна их наклона обуславливает величину параметра «высота залежи». На большинстве месторождений Западной Сибири, в т.ч. крупных и уникальных, высота залежей не превышает 130-150 м. Высота газоконденсатных залежей в нефтегазоносных областях (НГО) передовых и краевых прогибов достигает 1200-1500 м и более (Вуктыльское, Карачаганак, и др.)

Средняя нефтенасыщенная толщина продуктивного пласта-коллектора определяет выбор схем его вскрытия и величину дебита нефти. Еще сильнее общая нефтеотдача пласта обуславливается величиной и вариацией значений пористости, проницаемости (от — до), а также изменчивостью либо выдержанностью этих параметров по толщине пласта и в плане.

Пластовый — скопление УВ в залежи ограничено и кровлей, и подошвой пласта, заключенного среди непроницаемых пород. По периферии нефтяная (либо газовая) залежь обычно ограничена водой — поверхностью водонефтяного контакта (ВНК). Линия пересечения ВНК с кровлей — внешний контур нефтеносности, с подошвой — внутренний контур нефтеносности.

Массивный
— мощная пачка пород состоит из множества пластов, имеющих единый ВНК — пересекает литологические границы. При сложном внутреннем строении такой пачки — с чередованием проницаемых (нефтегазоносных) и непроницаемых пластов – залежь является многопластовой — промежуточный вариант между пластовой и массивной.

Литологически ограниченные — коллекторы неправильной формы, ограниченные непроницаемыми породами со всех сторон.

Покрышки: глинистые, аргиллитовые, ангидритовые, каменная соль (наиболее непроницаемые).

Пористость: гранулярная (песчаники, алевролиты) трещинная (любые породы) кавернозная (известняки, доломиты). Промышленное значение имеют нефтеносные пласты с эффективной пористостью не менее 10%, и проницаемостью > 1.0 миллидарси.

4.4. Структурно-генетическая классификация залежей нефти и газа

Залежь — это естественное локальное единичное скопление (an accumulation) нефти и/или газа в проницаемых (пористых или трещиноватых) коллекторах.

По структурно-генетическим признакам подразделяются на четыре класса:

I — Структурный, II — Рифогенный, III — Литологический и IV — Стратиграфический.

Внутри классов выделяются группы, подгруппы и виды (их 30).

Класс I- Структурный
:

Если на пути движущегося по природному резервуару флюи­да встречается преграда (какой-либо экран или барьер), то начи­нается формирование скопления УВ — залежи, которая занимает определенную часть геологического пространства и является пер­вым (низшим) членом системы нефтегеологического районирова­ния. В качестве простейшего элемента районирования по генети­ческому принципу В.Б. Оленин рассматривал минимальный по размеру участок земной коры, который при этом в силу структур­но-генетической характеристики способен заключать единичную залежь нефти и(или) газа. Большинство отечественных исследо­вателей называют такие участки «ловушками». Ловушка, содержа­щая залежь УВ, является простейшим элементом системы нефте­геологического районирования.

Понятие «ловушка» использовали многие отечественные и зару­бежные ученые (А.А. Бакиров, И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, В.Г. Виль­сон, Н.А. Еремеко, М.К. Калинко, А.И. Леворсен, К.К. Лэйндс и др.). По И.О. Броду, под ловушкой
понимается часть природно­го резервуара, в которой создаются условия для улавливания флюидов и формирования нефтегазового скопления, в ней уста­навливается относительное равновесие подвижных веществ. На­личие ловушки — первое условие формирования залежи

Определение ловушки у разных авторов несколько отличает­ся. В.Б. Оленин полагал, что ловушки без наличия в них флюи­дов нельзя уверенно называть ловушками, что только присут­ствие скопления флюидов — залежи определяет ее как таковую. Он дал следующее определение: «Ловушка, в которой присутству­ет залежь нефти и/или газа, представляет собой участок недр, со­стоящий из коллекторов и примыкающих гаюхопроницаемых от­ложений, способный аккумулировать углеводороды в своей кол-лекторской части и заключающий в ее пределах залежь нефти и/или газа». Бывают случаи, когда ловушка возникает вместе с залежью благодаря возникновению коллекторских свойств пород одновременно с нефтеобразованием.

Участки недр, предположительно обладающие указанными свойствами ловушки, но в которых залежи нефти и(или) газа еще не обнаружены, являются возможными нефтегазоносными ловуш-

ками. Каждая ловушка характеризуется суммарным объемом пус­тот коллекторов, который может быть заполнен нефтью или газом. Размер ловушек характеризуется высотой и площадью, которая из­меняется от долей до десятков квадратных километров, а может достигать и гораздо больших (на порядок или два) величин.

В.В. Семенович определяет ловушку как часть природного резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, вызывающими перемещение флюидов (воды, нефти и свободного газа) в породах и препятствующими ему силами. Основные при­чины перемещения — разность давлений и гравитационное всплывания нефти и газа в воде. Противодействие перемещению флюидов оказывает покрышка, экран (в широком смысле флюи-доупор), которым чаше всего являются непроницаемые породы; экран также может создаваться напором воды, разницей давле­ний и др.

Залежь —
это скопление углеводородов в ловушке, все части которого гидродинамически связаны. В залежах разделение флю­идов происходит по гравитационному признаку, и если присут­ствуют нефть и газ, то залежь разделяется на газовую и нефтяную части. Залежи в основном подстилаются подошвенной водой. Со­ответственно выделяются и границы раздела: водонефтяной кон­такт (ВНК), газонефтяной контакт (ГНК), газоводяной контакт (ГВК). Пример изображения залежи в плане показан на рис. 7.1. Контакт не представляет собой ровную поверхность, нередко вы­деляется переходная зона, в более крупных каналах которой на­ходится нефть, а более мелкие заполнены водой.

Необходимым условием возникновения залежи является на­личие замкнутого субгоризонтального контура (граница ловуш­ки). Определение этого понятия дано И.О. Бродом и Н.А. Ере­менко. Замкнутый контур рассматривается как линия, ограни­чивающая в плане максимальную возможную площадь залежи. Замкнутый контур представляет собой границу, ниже которой углеводороды не могут удержаться (например, обратный изгиб пласта — «замок»). В вертикальном разрезе замкнутый контур со­ответствует точке пересечения поверхности ловушки (точнее, природного резервуара) и наиболее низкого возможного положе­ния нефте- (или) газоводяного контакта при максимальном за­полнении ловушки (иногда называют выклиниванием или «нуле­вой изопахитой» залежи). Залежь нефти и(или) газа может рас­пространяться во всем объеме резервуара внутри замкнутого кон­тура (см. рис. 7.1) или занимать часть его.

Пример изображения более сложных залежей в антиклиналь­ной ловушке, разбитой на блоки, показан на рис. 7.2. Замкнутые контуры образуются также при пересечении плоской экранирую­щей поверхностью моноклинали с каким-нибудь структурным

осложнением (структурным носом) или если на пути монокли­нально залегающего пластового резервуара возникает экран с изогнутой поверхностью.

Залежи нефти и газа типизируются и классифицируются по разным признакам. Так, по составу флюидов залежи делятся на чисто нефтяные, нефтяные с газовой шапкой, нефтегазовые, газо­вые с нефтяной оторочкой, газоконденсатные, газоконденсатно-нефтяные, чисто газовые
и др.

В зависимости от объема нефти и газа, характера насыщения пласта-коллектора, географического положения, глубины необхо­димого для добычи флюидов бурения и других показателей, по которым оценивается рентабельность разработки, залежи подраз­деляются на промышленные
и непромышленные.

Наиболее распространенными являются классификации по типу ловушек, многообразие генетических и морфологических типов которых предопределило обилие типов и классов залежей нефти и газа.

Одна из первых подробных характеристик ловушек в России была опубликована И.М. Губкиным. Классификации ловушек, или залежей нефти и газа, заключенных в ловушках различного типа, составлены многими отечественными и зарубежными иссле­дователями (М.В. Абрамович, А.Г. Алексин, А.А Бакиров. И.О. Брод, Н.Б. Вассоевич, И.В. Высоцкий, Г.А. Габриэлянц, М.А. Жданов, НА Еременко, В.М. Завьялов, АЯ. Креме, М.Ф. Мирчинк, В.Я. Рат-нер, А.М. Серегин, Г.А. Хельквист, Н.Ю. Успенская, В.Е. Хаин, М.М. Чарыгин, Ю.М. Васильев, Л.В. Каламкаров, В.Б. Вильсон, А.И. Леворсен, В.Л. Рассел, К.В. Сандерс, В.Б. Херой, К. Хилд и др.).

Наиболее широкое распространение получила классифика­ция ловушек И.О. Брода, в которой в качестве главного признака используется тип природного резервуара. В соответствии с тремя типами природных резервуаров в ней выделяются три основные группы залежей: 1) пластовые,
2) массивные
и 3) залежи, литоло-гически ограниченные со всех сторон.

И.О. Брод подчеркивал, что именно по типу природного ре­зервуара, определяющего условия перемещения и дифференциа­ции флюидов, должны выделяться основные группы залежей. Отличительная черта первых двух групп состоит в том, что они образуются в природных резервуарах, имеющих региональное распространение и насыщенных водой на всем их протяжении. Вода заполняет подавляющую часть резервуара и ограничивает залежь нефти и(или) газа, занимающих незначительную часть природного резервуара — ловушку, т.е. вода в этом случае явля­ется ведущим фактором, формирующим залежь. В третьей группе залежей- литологически ограниченных — резервуар со всех сто­рон ограничен непроницаемыми породами, в которых не проис­ходит циркуляции вод и вода может только подстилать залежь в резервуаре, но при этом не создает напор.

1. Группа пластовых
залежей согласно условиям формирова­ния ловушки подразделяется на две подгруппы: сводовых (пласто-во-сводовых)
залежей и подгруппа залежей экранирования (пласто-во-экранированных)
(рис. 7.3, а-д, л, м).

Пластово-сводовые
залежи приурочены к ловушкам, пред­ставляющим собой антиклинальный изгиб пласта-резервуара. Формирование таких залежей происходит в результате движения флюидов по пластовому резервуару, ограниченному непроницае­мыми породами в кровле и подошве пласта. Такие залежи рас­пространены очень широко как в платформенных, так и в склад­чатых областях. Они часто бывают разбиты разрывами на блоки (см. рис. 7.2).

Вторая подгруппа — пластово-экранированные
залежи, фор­мирование которых может происходить только после того, как Пластовым резервуар был срезан экраном, препятствующим дви-

жению флюидов вверх по восстанию пласта. Экраны могут пред­ставлять собой поверхности тектонических нарушений, стра­тиграфических несогласий и

литологических замещений. В зависи­мости от характера экрана выделяются залежи трех видов экраниро­вания: тектонически экранированные, стратиграфически экраниро­ванные и литологически экранированные (см. рис. 7.3, б, в, г, д).

Тектонически экранированные
(дизъюнктивно экранирован­ные) залежи формируются в том случае, если в результате дизъ­юнктивных дислокаций моноклинально залегающий пластовый резервуар приходит в соприкосновение с непроницаемыми поро­дами (см. рис. 7.3, б).
По генетической природе экраны могут быть сбросами, взбросами, надвигами и сдвигами. Разрывы явля­ются также и путями миграции флюидов, один и тот же разрыв в разное время может выполнять разные функции — быть проводя­щим каналам в эпоху растяжения и быть экраном при сжатии. Тектонически экранированные залежи присутствуют как в плат­форменных, так и складчатых областях, но в последних они рас­пространены значительно шире. Тектонические нарушения часто разбивают пластово-сводовые залежи. Некоторые исследователи называют подобные комбинированные залежи — пластово-сводо­вые тектонически экранированные (см. рис. 7.3, л).
Примеры мес­торождений таких залежей приведены на рис. 7.4, в, г.
Сложно по­строенные тектонически экранированные залежи характерны для краевых прогибов. На рис 7.5 приведен схематический разрез Бо-риславского месторождения нефти и газа Предкарпатского проги­ба. Тектоническими экранами являются поверхности пологих над­вигов, характерных для складчатых бортов краевых прогибов. Экранирование соляным штоком рассмотрено И.О. Бродом как частный случай тектонического экранирования, характерный для солянокупольных районов платформенных областей (см. рис. 7.3, в);
экранирование жерлом грязевого вулкана (рис. 7.6) также явля­ется разновидностью тектонического экранирования, распростра­ненной в складчатых областях с грязевулканической деятельнос­тью. В.Б. Оленин выделяет два последних случая в качестве самос­тоятельных видов в группе ловушек экранирования.

Стратиграфически экранированные залежи
приурочены к ло­вушкам, формирование которых связано с несогласным перекры­тием одной серии пластов плохопроницаемыми породами более молодой серии, т.е. породы пластового резервуара по поверх­ности несогласия контактируют с непроницаемой покрышкой (см. рис. 7.3, г).
Обычно залежи формируются в ловушках стра­тиграфического экранирования в случае углового несогласия между контактирующими толщами. В подобных ловушках при приближении к поверхности несогласия, как правило, наблюда­ется улучшение коллекторских свойств природного резервуара,

обусловленное влиянием эрозии в период отсутствия осадкона-копления. Иногда в таких ловушках наблюдается обратная зави­симость — ухудшение коллекторских свойств при приближении к поверхности несогласия в результате заполнения пустот верхней части ловушки минеральным веществом, выпавшим из циркули­ровавших здесь вод. Залежи нефти и газа, экранированные или запечатанные асфальтом, по мнению И.О. Брода, также относят­ся к этому виду залежей, поскольку они сохранились благодаря асфальтовой пробке, образовавшейся вследствие окисления неф­ти в период подъема и эрозии. По времени же формирова­ния они различны. Обычные стратиграфически экранированные ловушки и залежи формируются после перекрытия пласта кол­лектора несогласно залегающей непроницаемой толшей, в то вре­мя как запечатывание асфальтом происходит в период эрозии, т.е. залежь к моменту формирования несогласия, видимо, уже су­ществовала. Залежи, связанные с запечатыванием асфальтом, В.Б. Оленин также выделил в самостоятельный вид в группе ло­вушек экранирования.

Цитологически экранированные залежи
приурочены к ловуш­кам, экраном которых служат литологические замещения и вы­клинивания пластов коллекторов. Формирование таких ловушек обусловлено литологическим ограничением коллекторского плас­та природного резервуара в результате его выклинивания или фа-циального замещения одновозрастными плохопроницаемыми от­ложениями. Экранирование такого типа происходит по восста­нию пластов и связано с замещением песчаных пластов глинис­тыми (см. рис. 7.3, д).
Закономерной чертой ловушек, возникших за счет замещения коллекторов природного резервуара плохопро­ницаемыми отложениями, является постепенное ухудшение по­ристости и проницаемости коллекторской части по мере непос­редственного приближения к поверхности выклинивания.

Ловушки этого вида возникают в прибрежно-морских толщах в условиях частой смены уровня моря. Классическим примером подобных залежей являются литологически экранированные за­лежи нефти в майкопской толще Предавказья (месторождения Восковая гора, Асфальтовая гора др.).

2. Группа массивных
залежей связана с массивными природ­ными резервуарами, ограниченными непроницаемой покрышкой только сверху. Движение флюидов в них происходит преимущест­венно в вертикальном направлении. Отличительная черта массив­ных залежей — гидродинамическая связь всех частей залежи, не­смотря на различие емкостно-фильтрационных свойств и прису­тствие разделов и, соответственно, единство зеркала водо-нефтя-ного или газоводяного контакта в пределах всего выступа (хотя этот признак не является определяющим) (см. рис. 7.3, е, ж, з).

По генезису ловушек массивные залежи делятся на три под­группы: в структурных, эрозионных и биогенных выступах.

Залежи в структурных выступах
связаны с ловушками текто­нического происхождения. Структурные выступы представляют собой антиклинальные складки (см. рис. 7.3, е)
или структурные выступы горстового характера (рис. 7.7). Массивные залежи, свя­занные с антиклинальными складками, широко распространены, особенно в платформенных областях. Массивные резервуары бы­вают литологически относительно однородные и неоднородные. Первые чаще связаны с карбонатными резервуарами (например, известняки турнейского яруса нижнего карбона Татарии, верхне­го карбона и нижней перми Башкирии, верхняя юра Северного Кавказа, карбонатная формация Асмари бассейна Персидского залива).

Неоднородные массивные резервуары распространены значи­тельно шире, они сложены толщами песчано-глинистых пород с невыдержанными фильтрационно-емкостными свойствами. При наличии окон в глинистых прослоях и их невыдержанности по

простиранию часто возникают условия для сообщаемости и гид­родинамической связи песчаных пластов, т.е. единый массивный резервуар состоит как бы из серии пластовых, но сообщающихся между собой. К резервуарам такого рода приурочены крупнейшие газовые залежи в сеномане севера Западной Сибири (Уренгой­ское, Медвежье, Заполярное, Ямбургское месторождения), а так­же главная залежь в неокоме крупнейшего месторождения нефти в России — Самотлор. Следует отметить, что эти залежи некото­рые исследователи относят к категории пластовых, поскольку се­рия песчаных пластов сеномана ограничена снизу непроницае­мой глинистой пачкой, т.е. по типу резервуара эти залежи плас­товые или сложно-пластовые, а по положению зеркала газоводя­ного контакта — массивные.

Массивные залежи в эрозионных выступах
приурочены к вы­ступам палеорельефа, перекрытого в верхней части непроницае­мыми породами (см. рис. 7.3, ж).
Независимо от литологическо-го и петрографического состава пород (изверженные, метаморфи­ческие или осадочные породы) слагающих выступ, емкостно-фильтрационные свойства резервуара определяются прежде все­го интенсивностью и длительностью денудационно-эрозионных процессов. Коллекторские свойства таких резервуаров часто ухуд­шаются с глубиной. Подобные залежи широко распространены на юге Западной Сибири, где они приурочены к выступам, сло­женным гранитами, палеозойскими карбонатными и терригенны-ми породами. Обычно это мелкие залежи, хотя известны и круп­ные (Ла-Пас в Венесуэле, Белый Тигр на шельфе Вьетнама).

Массивные залежи в биогенных выступах
или рифовых масси­вах распространены достаточно широко. Массивный резервуар этого типа сложен главным образом известняками, в меньшей степени доломитами (см рис. 7.3, з). Структура известняков и всего массива определяется, с одной стороны, рифообразующими организмами — кораллами, мшанками, водорослями, а с дру-

гой — характером его разрушения, накоплением детритусового материала, выщелачиванием, цементацией, перекристаллизацией и др. Интенсивность и взаимосвязь этих процессов обусловливает и емкостно-фильтрационные свойства, которые отличаются боль­шей изменчивостью и невыдержанностью. С рифогенной форма­цией пермского возраста связан ряд залежей на востоке Русской плиты (Ишимбай, Чусовые городки).

3. Группа литологичест ограниченных
(со всех сторон) зале­жей
приурочена к ловушкам неправильной формы, ограничен­ных со всех сторон непроницаемыми породами. Наиболее рас­пространенными среди них являются залежи в линзовидных пес­чаных телах различной протяженности, находящихся в глинистых нефтематеринских породах; встречаются также линзы проницае­мых пород другого состава, например доломитов в глинистых из­вестняках и др. (см. рис. 7.3, и, к).
Залежи этой группы обычно мелкие, толщина продуктивных горизонтов редко превышает первые десятки метров.

И.О. Брод выделил в этой группе три подгруппы: залежи, ограниченные плохопроницаемыми породами, ограниченные водонос­ными породами
и залежи, ограниченные частично плохопроницаемы­ми и частично водоносными породами.
Первая подгруппа наиболее многочисленна, такие ловушки и залежи, с ними связанные, представляют собой баровые тела, косы, прибрежные валы, палео-русла, например «шнурковые» залежи в майкопской толще Се­верного Кавказа. Две другие подгруппы залежей встречаются крайне редко.

Классификация И.О. Брода получила широкое распростране­ние, выделенные им группы и типы залежей используются и до сих пор, хотя она и вызвала и критику. Так, А.Я. Креме считал, что И.О. Брод дал неправильную принципиальную схему сводовой пластовой
залежи, взяв пласт-коллектор малой мощности. Если нарисовать принципиальную схему такой пластовой сводовой за­лежи с пластом-коллектором большой мощности, то получится массивная сводовая пластовая
за­лежь (рис. 7.8). Несмотря на то что эта дискуссия происходила более 40 лет назад, этот вопрос не потерял своей актуальности. Дей­ствительно, залежь (см. рис. 7.8) относится к пластовым, так как приурочена к сводовой ловушке пластового резервуара, в то же время по характеру водонефтяно-го контакта эта залежь массив­ная. Для названия подобных за-

лежей используется термин неполнопластовая
залежь, или массив­ная пластовая
залежь, но последний термин явно неудачен. В ч нем первое определение исключает второе в первоначальных зна­чениях этих терминов. Необходимо отметить, что термин «мас­сивная» использовался И.О. Бродом для залежей, приуроченных к ловушкам в массивных резервуарах, т.е. приуроченных к масси­вам, сложенным главным образом карбонатными и(или) извер­женными и метаморфическими породами. Главными признаками этих залежей являются их ограничение покрышкой только сверху и единое непрерывное зеркало ВНК.В то время еще не были из­вестны гигантские газовые залежи в терригенных толщах мела в Западной Сибири. Поскольку залежи с непрерывными зеркала­ми водонефтяного (ВНК) или газоводяного контактов (ГВК) час­то наблюдаются и в пластовых резервуарах значительной мощ­ности, например в терригенных пластах мела Западной Сибири, то такие залежи можно отнести к неполнопластовым. Если еще учитывать изменение положения ВНК во времени, то критерий непрерывности зеркала ВНК и ГВК нельзя считать вполне опре­деляющим.

Приведенное выше выделение подгрупп проведено по раз­ным признакам: по форме ловушек (например, сводовые), их ге­незису (в биогенных выступах) и по характеру ограничения (ограниченные гаюхопроницаемыми породами и др.). К сожале­нию, ни в одной из известных классификаций залежей этого пол­ностью избежать не удалось, на каком-то уровне происходит сме­шивание признаков деления по форме или генезису.

Классификация ловушек В.Б. Оленина (1977) имеет много общего с классификацией, составленной И.О. Бродом (1951), но отличается принципом деления на едином уровне и составом классификационных категорий. И.О. Брод использовал в качестве главного признака тип природного резервуара, В.Б. Оленин — форму ловушки.
Согласно этому признаку, ловушки с нефтью и(или) газом по форме подразделяются на четыре крупные груп­пы: I — изгибы, II — выступы, III — ловушки экранирования, IV — линзы и линзовидные ловушки. Каждая из четырех групп подразделяется по генезису ловушки; всего выделяется 15 видов. Эта классификация более детальная, она существенно дополняет классификацию И.О. Брода, что естественно, так как была созда­на на 25 лет позже, но и она не лишена недостатков. Во-первых, в ней не нашли места массивные
залежи в антиклинальных ло­вушках, широко распространенные в природе и заключающие значительную часть запасов нефти и газа. Во-вторых, подразделе­ние видов по генезису ловушки соблюдено не во всех группах. Например, группа III- ловушек экранирования — включает шесть видов: 1) ловушки экранирования по разрыву; 2) ловушки

экранирования по поверхности несогласия; 3) выклинивающиеся ловушки; 4) ловушки экранирования ядром диапира;
5) ловушки экранирования жерлом грязевого вулкана;
6) ловушки запечатыва­ния асфальтом.
Все они представляют собой варианты литологи-ческого экранирования, только в некоторых случаях литологичес-кий экран представлен секущим телом иного литологического состава. По сути же ловушки, экранированные ядром диапира и жерлом грязевого вулкана, по генезису не отличаются.

По мнению большинства исследователей, классификация за­лежей нефти и газа должна отражать главные особенности фор­мирования ловушек, с которыми они генетически связаны, при­чем выделение типов, классов и(или) групп внутри типов должно быть проведено по единому принципу. Крупные подразделе­ния, типы или классы выделяются по генетическому признаку, а в пределах генетических типов или классов — по морфологи­ческому. Такие классификации предложены Н.Ю. Успенской, А.Я. Кремсом, А.А. Бакировым и др.

Предлагаемая ниже классификация (табл. 7.1) построена по тому же принципу, только в ней сделана попытка учесть большое число признаков: в основу выделения типов положен генетичес­кий принцип, подтипов — форма ловушек, классов — характер ограничения ловушки и подклассов — форма природного резер­вуара.

По генетическому признаку ловушки, содержащие нефть и газ, подразделяются на два основных типа: I — тектонический,
II — седиментационно-стратиграфический.
Для I типа залежей ха­рактерно преобладающее влияние тектонического фактора, и скопления нефти и газа обусловлены тектонической (структур­ной) формой ловушки; для II типа главным фактором является нетектонический — литологический, стратиграфический и др. За­лежи нефти и газа этого типа приурочены к ловушкам, сформи­рованным при преобладающей роли седиментационных, постсе-диментационных, эрозионных и других нетектонических процес­сов. При выделении типов подчеркивается преобладающее влия­ние того или иного фактора, поскольку и тектонический, и лито­логический, обусловленный седиментационными и постседимен-тационными процессами, в разной мере воздействуют на форми­рование всех известных в природе ловушек и залежей.

I. Тектонический тип по характеру морфологических струк­тур делится на четыре подтипа: антиклинальный, синклиналь­ный, моноклинальный и блоковый.

Первый — антиклинальный подтип —
распространен наибо­лее широко. Ловушки этого подтипа выражены выпуклым изги­бом природных резервуаров. Залежи в них И.О. Брод назвал сво­довыми, по форме антиклинали. По характеру ограничения

ловушки, соответственно и залежи, выделяются четыре класса: 1) сводовые ненарушенные,
в которых формирование ловушки и условия для улавливания флюидов обусловлены только антикли­нальным изгибом слоев; такие залежи распространены очень ши­роко в платформенных и складчатых областях, они связаны как с пластовыми, так и с массивными резервуарами; 2) сводовые, нару­шенные разрывами,
ограничение ловушки и(или) ловушек обеспе­чивается как антиклинальными изгибами, так и дизъюнктивными нарушениями, обеспечивающими частичное экранирование; част­ным случаем нарушения и экранирования является протыкание складки ядром диапира (соляного или глиняного). Залежи этого класса связаны прежде всего с пластовыми резервуарами, они встречаются и в массивных резервуарах, но значительно реже; 3, 4) — сводовые, осложненные литологическим выклиниванием и поверхностью стратиграфического несогласия,
обычно пластовые, возможно также формирование залежей этих двух классов и в массивных резервуарах. Залежи класса 3 характерны для терригенных дельтовых и прибрежно-морских комплексов, накаплива­ющихся в условиях частой смены уровня моря, класса 4 — для погребенных поднятий.

Все четыре класса залежей, связанных с антиклинальными складками, по времени образования могут быть как конседимен-тационными, так и постседиментационными. По генезису анти­клинали сводовые ловушки могут представлять собой складки ре­гионального сдавливания или бокового сжатия, имеющие, как правило, крутые углы наклона крыльев, подвернутые крылья, им свойственна линейность, подобные ловушки распространены в складчатых областях; складки, образованные над разрывом; отра­женные изгибы. Последние гораздо положе изгибов бокового сжатия, они характерны прежде всего для платформенных облас­тей; такие антиклинали возникают в осадочном чехле при пере­крытии погребенных выступов — структур облекания, а также при вертикальных движениях блоков фундамента. С подобными антиклинальными ловушками связаны крупнейшие залежи нефти и газа.

В качестве самостоятельного второго подтипа в тектоничес­ком типе ловушек и залежей выделяются, хотя и крайне немного­численные, синклинальные складки.
Такие залежи формируются только в пластовых резервуарах под действием гравитационного фактора при отсутствии в них воды. Нефть, будучи более тяже­лой, чем газы, заполняющие поры породы в пластовом резервуа­ре, скатывается вниз. В ловушках-синклиналях встречена только нефть, образование залежей газа в синклиналях исключено. Ло­вушки, выраженные синклинальными изгибами, могут представ­лять собой только отраженные складки. Над разрывами и ядрами

диапиров синклинальные изгибы не образуются, а в синклиналь­ных изгибах бокового сжатия, свойственных складчатым облас­тям с активным гидрогеологическим режимом, возможность фор­мирования залежей практически отсутствует. Залежи, приурочен­ные к синклинальным ловушкам, известны в Предаппалачском барсейне в Сев. Америке — Биг-Крик, Кэбин-Крик, Грифтисвил и Копли.

Третий подтип тектонического типа — моноклинальный
— объ­единяет залежи в ловушках, образованных в результате экраниро­вания моноклинали. И.О. Брод выделил их в качестве подгруппы экранированных в группе пластовых залежей, подразделив на тектонически экранированные, стратиграфически экранирован­ные, литологически экранированные. В рассматриваемой класси­фикации выделенные И.О. Бродом подразделения принимаются в виде классов, соответствующих ограничению ловушки: 6 класс — дизъюнктивно экранированный,
7 — стратиграфически экраниро­ванный,
8 — литологически экранированный.
Залежи указанных классов приурочены к пластовым резервуарам, но могут форми­роваться и в массивных (см. табл. 7.1). Условия формирова­ния ловушек этих классов даны при описании классификации И.О. Брода. В природе существует много различных примеров эк­ранирования — соляным штоком, глиняным диапиром, жерлом грязевого вулкана, асфальтовой пробкой, магматическим телом; все указанные виды экранирования попадают в выделенные клас­сы. Так, запечатывание асфальтом может быть частным случаем стратиграфического и(или) литологического экранирования. Ис­ключение составляет экранирование напорной водой, этот вид ограничения ловушки выделен в качестве самостоятельного клас­са 9 — гидродинамически экранированных
ловушек и залежей, с ними связанных (см. табл. 7.1). Залежи этого класса немногочис­ленны, установлены только в пластовых резервуарах и изучены недостаточно. Экраном для флюидов является напор вод, проти­востоящий всплыванию нефти и(или) газа вверх по восстанию пласта. Возникновению ловушек и залежей такого типа способ­ствует резкое изменение мощностей пласта-коллектора. Приме­ром подобного экранирования является газовая залежь Восточ-но-Луговского месторождения на Южном Сахалине. По мнению некоторых исследователей, формирование гигантского Даулета-бад-Донмезского газового месторождения в Восточной Туркме­нии также обусловлено гидродинамическим барьером.

Четвертый подтип — блоковый
— представляет собой выступы тектонического происхождения — приподнятые блоки пород с различным типом залегания (горизонтальным, моноклинальным и др.). По характеру ограничения ему соответствует класс 10 — тектонически ограниченных
со всех сторон ловушек и залежей, к

ним приуроченных. Помимо тектонического ограничения подоб­ные ловушки могут быть осложнены литологическим или стра­тиграфическим экранированием. Залежи этого типа могут фор­мироваться как в пластовом резервуаре, так и в массивном (см. табл. 7.1). В первом случае залежь возникнет, если пласт-ре­зервуар находится в материнской толще, второй, более распрост­раненный, — массивная залежь образуется по стандартной схеме, т.е. за счет вертикальной миграции.

II тип ловушек и залежей, с ними связанных, — седимента-ционно-стратиграфический.
Он охватывает все многообразие объ­ектов, в генезисе которых тектонические процессы не играли гла­венствующей роли, а их формирование обусловлено седимента-ционными, постседиментационными и денудационными процес­сами. По форме ловушек этот тип подразделяется на два подтипа: выступы и линзы.

В ловушках первого подтипа — выступах
— формируются только массивные залежи. Этот подтип объединяет два класса ло­вушек: 11 — биогенные выступы с литологическим экранированием
залежи и 12 — эрозионные выступы со стратиграфическим ограни­чением.
Ловушки, представленные структурными элементами ука­занного типа, выделены и названы И.О. Бродом (1951).

Биогенные выступы, представляющие собой рифовые масси­вы как одиночные, так и цепочку или группу рифов; в плане они имеют относительно правильную форму. Коллекторские свойства рифовых массивов резко меняются, наилучшие емкостно-фильт­рационные параметры характерны, как правило, не для вершины рифового массива, а для расположенной ниже зернисто-обломоч-ной зоны, формирующейся на склоне рифа, обращенном в от­крытое море. Рифовые массивы различны по размерам — от пер­вых десятков метров до очень крупных, высотой более 1 км (на­пример, Карачаганакский риф на северном борту Прикаспийской впадины) (рис. 7.9). Рифовые массивы часто перекрыты галоген-но-сульфатными породами, представляющими наиболее совер­шенные покрышки. Рифовые постройки обычно формируются на бровке шельфа. Поиски и обнаружение новых биогенных масси­вов и связанных с ними массивных залежей — перспективное на­правление нефтепоисковых работ ближайшего будущего.

Класс ловушек выступов со стратиграфическим ограничени­ем
— эрозионные выступы —
приурочен к выступам фундамента, формирование которых связано с эрозионными процессами. Емкостные и фильтрационные свойства резервуаров такого ти­па обусловлены интенсивностью и длительностью воздействия гипергенетических процессов, протекающих главным образом в аэробных условиях (идиогипергенез), хотя возможно и участие анаэробных процессов (криптогипергенез). В эрозионных высту-

пах коллекторские свойства в общем ухудшаются вглубь от по­верхности размыва. В отдельных случаях помимо процессов вы­ветривания в формировании коллекторских свойств массива при­нимают участие и эндогенные гидротермальные процессы. Это прежде всего касается массивов изверженных пород. Характер­ным примером подобной ловушки является залежь в гранитном массиве месторождения Белый Тигр (шельф Вьетнама), где ем­костные свойства имеют явно полигенную природу и не наблю­дается закономерного снижения емкости с глубиной.

Второй подкласс ловушек и залежей, с ними связанных, се-диментационно-стратиграфического типа — линзовидные тела. По характеру ограничения они делятся на три класса линз: 13 — литологического ограничения (седиментационные),
14 — текс­турно-структурного ограничения (катагенетические),
15 — ограни­ченные водой
— гидравлические.
В ловушках этого подтипа форми­руются залежи только в резервуарах, ограниченных со всех сто­рон (см. табл. 7.1). Ловушки этого подтипа — линз и линзовид-ных ловушек — Н.Ю. Успенская (1955) именовала литологически замкнутыми, а И.О. Брод (1951) — литологически ограниченны­ми (см. рис. 7.3, и, к).

Класс 13 — литологически ограниченных ловушек и зале­жей —
наиболее распространенный, объединяет замкнутые тела определенного состава, ограниченные со всех сторон шюхопро-ницаемыми породами или находящиеся в толще иного литологи­ческого состава; прежде всего песчаные тела различной формы, приуроченные к глинистым НМ-толщам. Генезис таких песчаных тел различен: русловые, дельтовые, прибрежные аккумулятивные тела — бары, косы, дюны, глубоководные конусы выноса, т.е. первичные седиментационные линзы. Типичный пример — так называемые шнурковые залежи в майкопской толще Предкав­казья, резервуарами для которых служат захороненные русловые речные отложения. Реже встречаются первичные седиментацион­ные линзы, связанные с карбонатными породами. Это обычно некрупные залежи, но известны и исключения, например круп­ное газовое месторождение Картидж (северный борт бассейна Мексиканского залива); продуктивны оолитовые известняки ни­жнего мела, образующие линзу в песчано-известняковой толще.

Класс 14 — линзы текстурно-структурного ограничения —
объ­единяет тела, обособление которых связано с изменением тек­стурных или структурных признаков без существенного измене­ния вещественного состава, обусловленные главным образом ка-тагенетическими процессами. Гораздо шире распространены вто­ричные ловушки — постседиментационные линзы, названные катагенетическими ловушками,
к которым относятся и линзы тре-щиноватости. Формирование коллекторских свойств и соответ-

ственно ловушек происходит в результате перекристаллизации, выщелачивания, цементации, разуплотнения, обусловленных процессами трансформации минерального вещества, генерации флюидов, неравновесного уплотнения и т.д., они могут формиро­ваться в толщах различного литологического состава — карбонат­ных, кремнистых, глинистых, реже терригенных, а чаще толщах смешанного состава.

Термин «катагенетическая ловушка» был предложен Н.Б. Вас-соевичем. Подобные ловушки рассматривались многими иссле­дователями (М.В. Абрамович, Г.А. Габриэлянц, Л.Д. Виноградов, А.И. Леворсен, Г. Риттенхаус и др.), которые называли их по-раз­ному: эпигенетические, диагенетические, ловушки запечатыва­ния. Последний термин употреблялся для ловушек, полная изо­ляция которых происходила уже после формирования залежи. Первичная залежь в подобных ловушках формировалась в обыч­ном резервуаре в традиционном коллекторе; такие ловушки не следует именовать катагенетическими. А.И. Леворсен, а затем Г. Риттенхаус, рассматривая класс диагенетических ловушек, под­разделили их на два подкласса: 1) ловушки, возникающие за счет трансформации коллектора в неколлектор, 2) за счет преобразо­вания неколлектора в коллектор. По-видимому, именно ловушки этого подкласса, в которых формирование коллектора также об­условлено катагенетическими процессами, следует относить к ка-тагенетическим. Залежи нефти и газа, приуроченные к подобным ловушкам, связаны прежде всего с так называемыми сланцевы­ми толщами. Они сложены кремнисто-глинистыми, карбонат-но-кремнисто-глинистыми образованиями с повышенными кон­центрациями ОВ. Типичным примером катагенетической ловуш­ки в кремнистой толще является залежь месторождения Лост Хилс в бассейне Сан-Хоакин (Запад США). На периклинали складки пористые диатомиты замещаются глинистыми диатоми­тами с резко ухудшенными коллекторскими свойствами. Возник­новение ловушки в данном случае обусловлено различной мик­роструктурой, формирование которой контролируется уровнем преобразованности участков толщи с различной кремнистостью. Другим примером таких ловушек являются участки повышенной кремнистости, характеризующиеся высокой трещиноватостью в менее кремнистых и менее трещинных, относительно непроница­емых зонах. Ограничение подобной ловушки — потеря трещино-ватости. В пределах каждого крупного изостадиального уровня формирование катагенетических ловушек определяется неравно­мерностью вторичных преобразований в толщах в зависимости от соотношения и характера распределения глинистой, кремнистой и углеродистой составляющих. Предпосылки же возникновения катагенетических ловушек закладываются в седиментогенезе —

неравномерность распределения карбонатного, кремнистого ма­териала и ОВ.

Класс 15 — ловушки, ограниченные водой, или гидравлические,
крайне редки. Залежь в подобных ловушках может существовать в случае, если силы гравитации слабее капиллярных. Это проис­ходит в том случае, если нефть находится в линзах песчаных пород с высокой проницаемостью, окруженных породами с худ­шими коллекторскими свойствами, но и насыщенными водой. В качестве примера таких залежей, приуроченных к линзам круп­нозернистого песка в тонкозернистом водоносном песчанике, И.О. Брод приводит «стофутовый песчаник» нижнего карбона в Аппалачском бассейне США.

Других примеров залежей подобного типа в литературе не встречено, хотя наличие их вполне возможно. Примером сущест­вования скоплений нефти, окруженных водой, являются так на­зываемые «целики», образующиеся в результате обводнения зале­жи и разделения ее на отдельные линзы, окруженные со всех сто­рон водой. Они могут возникать при чрезвычайно интенсивном отборе нефти в невысоких залежах большой площади.

Основная часть всех известных залежей приурочена к анти­клинальным сводовым ловушкам, и подавляющее число их уже обнаружено по крайней мере в бассейнах континентов. Перспек­тива открытия новых залежей, в том числе и крупных, связана с неантиклинальными ловушками, прежде всего с теми, которые труднее всего обнаруживать, — катагенетическими и седимента-ционными линзами.

Все рассмотренные выше классы ловушек и залежей, за ис­ключением катагенетических, выделялись ранее разными иссле­дователями в качестве самостоятельных классификационных ка­тегорий под сходными или несколько отличными названиями. Опубликовано большое количество работ с детальной характерис­тикой ловушек разных классов, примеры залежей разных классов рассматриваются и при характеристике месторождений.

Детальная классификация нетектонических ловушек, т.е. се-диментационно-стратиграфических, согласно приведенной выше классификации, была разработана Г.А. Габриэлянцем (2000) В ее основу положены условия формирования ловушек (табл. 7.2). Согласно этой классификации неантиклинальные ловушки под­разделяются на две группы: литологические и стратиграфические. Далее каждая группа подразделяется по процессам, формирую­щим ловушку, которые объединены в две крупные группы: седи-ментационные и постседиментационные. В классификации, на­пример, выделяются диагенетические и эпигенетические ловуш­ки, которые в общем соответствуют катагенетическим (структур­но-текстурное ограничение) ловушкам классификации авторов

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изолированным и т.д.

И. О. Брод по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испытание временем.
Пластовая залежь – это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.
Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые и пластовые экранированные залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Рис
.Принципиальная
схема пластовой сводовой залежи

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная, 15 – водонефтяная

Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапирами.
Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, стратиграфически, литологически.
Тектоническое экранирование связано с разрывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нарушение – непроницаемое.
Стратиграфическое экранирование связано с несогласным залеганием одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограничен поверхностями размыва.

Литологически экранированные залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в результате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницаемости и т.д.

Рис. Принципиальная схема пластовых литологически экранированных залежей.

Массивные залежи. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.
Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формирования массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности резервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ловушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.
Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.
Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Эрозионные выступы часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.
Биогермные выступы – это рифы. Для массивных залежей характерно неравномерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Рис. Разрез типичного биогерма

Литологически ограниченные со всех сторон залежи.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограниченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.
Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчаников. Запасы нефти в них обычно невелики.
Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек.

Ниже приводится классификация залежей нефти и газа по А.А.Бакирову

Сводовые
залежи:

а – ненарушенные; б – нарушенные; в – структур, осложненных криптодиапиром или вулканогенными образованиями; г – соляно-купольных структур; 1 – нефть в профиле; 2 – нефть в плане; 3 – стратоизогипсы по кровле продуктивного пласта; 4 – нарушения;
5 – известняки; 6 – вулканогенные образования; 7 – соляной шток; 8 – пески; 9 – глины; 10 – грязевой вулкан и диапиры; 11 – мергели

Висячие залежи структур:

а – простого ненарушенного строения; б – осложненных разрывным нарушением;
в – осложненных диапиризмом или вулканическими образованиями

Тектонически экранированые залежи:

а – присбросовые; б – привзбросовые; в – структур, осложненных диапиризмом или грязевым вулканизмом;
г – соляно-купольных структур; д – поднадвиговые

Приконтактные
залежи:

а – с соляными штоками; б – с диапировыми ядрами или с образованиями грязевого вулканизма;
в – с вулканогенными образованиями

Залежи моноклинальных структур:

а – экранированные разрывными нарушениями на моноклиналях; б – связанные с флексурными осложнениями моноклиналей;
в – связанные со структурными носами на моноклиналях

Литологически экранированные залежи:

а – приуроченные к участкам выклинивания пласта – коллектора по восстанию слоев;
б – к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми; в – запечатанные асфальтом

Литологически
ограниченные залежи:

а – приуроченные к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные);
б – к прибрежным песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров (баровые);
в – к гнездообразно залегающим песчаным коллекторам, окруженным со всех сторон слабопроницаемыми глинистыми образованиями

Залежи стратиграфического типа, связанные со стратиграфическими несогласиями:

а – в пределах локальных структур; б – на моноклиналях; в – на поверхности погребенных останцев палеорельефа;
г-на поверхности погребенных выступов кристаллических массивов

К методам графического изображения залежей относится построение карт и разрезов.

Похожая информация.

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)
— естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых п. Обычно под З. н. понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: 1) нефтяные (с растворенным в нефти газом);

2) газонефтяные — нефтянаязалежь с газовой шапкой; 3) газовые; 4) газоконденсатные (двухфазовые и однофазовые). Предложено большое количество схем классификации залежей, построенных на разных исходных принципах (Хельквист, 1946; Брод, 1951; Хаин, 1954; Абрамович, 1954; Мирчинк, 1955; Еременко,1961 и др.). Общепринятой классификации З. н. пока не выработано.

Геологический словарь: в 2-х томах. — М.: Недра
.
Под редакцией К. Н. Паффенгольца и др.
.
1978
.

Смотреть что такое «ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)» в других словарях:

По существу все залежи нефти и газа вторичные, сформировавшиеся в результате миграции из мест первоначального образования нефти и газа даже и в том случае, когда залежь расположена в разрезе материнской свиты п. Так считают большинство геологов… … Геологическая энциклопедия


Залежь нефти (газа) в ловушке, образованная неоднородными или разл. по составу, но проницаемыми для нефти (газа) п., перекрытыми сверху непроницаемыми отл. В З. н. м. поверхности, разделяющие газ, нефть и воду, горизонтальны и секут ловушку… … Геологическая энциклопедия


Различается среди экранированных залежей в тех случаях, когда накопление нефти и газа обусловлено дизъюнктивным тект. нарушением, создавшим экран задержки продвижению нефти или газа по восстанию пластов. Наименование “козырьковая” отображает… … Геологическая энциклопедия


Приуроченная к линзовидной формы песчаным отл. древних речных долин. В нашей стране впервые нефтяные залежи этого типа установлены в 1910 г. И. М. Губкиным в нижней части майкопской свиты. Позже (через 12 15 лет) подобные залежи были открыты в… … Геологическая энциклопедия


Залежь, в которой в данных пластовых условиях при данной температуре, давлении, составе нефти и газа, в нефти может раствориться какое то количество газа дополнительно к уже находящемуся в растворе. Геологический словарь: в 2 х томах. М.: Недра.… … Геологическая энциклопедия


залежь нефти
— залежь газа — Тематики нефтегазовая промышленность Синонимы залежь газа EN fluid accumulation … Справочник технического переводчика

Разработке классификации различных типов залежей нефти и газа посвящены многочисленные работы. Наиболее известны классификации И.О. Брода, Н.А. Еременко, Н.Ю. Успенской, А.А. Бакирова.

В общем случае все залежи можно разделить на пластовые и массивные. В пластовых залежах отмечается приуроченность залежи к отдельным пластам.

Образование массивной залежи связано с терригенным или карбонатным массивным резервуаром, когда при большом этаже нефтегазоносности залежь сверху контролируется формой верхней поверхности ловушки, а снизу горизонтальный контакт сечет все тело массива. Массивные залежи формируются в рифах, антиклинальных структурах, эрозионных выступах, представляющих собой останцы древнего рельефа. С массивными залежами связаны наиболее значительные скопления нефти и газа, открытые в нашей стране.

Согласно классификации А. А. Бакирова, учитывающей главнейшие особенности формирования ловушек, с которыми связаны залежи, выделяются четыре основных класса локальных скоплений нефти и газа:

· структурные

· рифогенные

· стратиграфические

· литологические.

К классу структурных залежей

относятся залежи, приуроченные к различным видам локальных тектонических структур. Наиболее часто встречающиеся залежи этого класса – сводовые, тектонически экранированные и приконтактные.

Сводовые залежи
(пластовые сводовые, по Г.А. Габриэлянцу) формируются в сводовых частях локальных структур (рис. 7.7)

Рис. 7.7. Сводовые залежи в разрезе и в плане (по А.А. Бакирову):

а —
ненарушенные; б —
нарушенные; в структурах, осложненных:

в
— криптодиапиром или вулканогенными образованиями, г —
соляными куполами.

1,2 —
нефть соответственно на профиле и в плане; 3 —
стратоизогипсы по кровле

продуктивного пласта, м; 4 —
нарушения; 5 — известняки; 6 —
вулканогенные образования; 7 — соляной шток; 8 —
песчаные породы; 9 —
глины; 10 —
контур нефтеносности

Тектонически экранированные залежи
(пластовые тектонически экранированные, по Г.А. Габриэлянцу) формируются вдоль разрывных смещений, осложняющих строение локальных структур (рис. 7.8).

Подобные залежи могут находиться в различных частях структуры: на своде, крыльях или периклиналях

Приконтактные
залежи образуются в продуктивных пластах, контактирующих с соляным штоком, глиняным диапиром или же с вулканогенными образованиями (рис. 7.9).

В отличие выше представленных пластовых залежей, рифовые залежи

относятся к массивным. Залежи этого класса образуются в теле рифовых массивов (рис. 7.10).

Типичным примером могут служить залежи в рифогенных массивах Ишимбаевского района Башкирского Приуралья.

В составе класса литологических залежей

выделяются две группы залежей: литологически экранированных и литологически ограниченных.

Залежи литологически экранированные

располагаются в участках выклинивания пласта-коллектора (рис. 7.11).

Онисвязаны с выклиниванием пласта-коллектора по восстанию слоев; с замещением проницаемых пород непроницаемыми; с
запечатыванием пласта-коллектора асфальтом.

Залежи литологически ограниченные

приурочены к песчаным образованиям ископаемых русел палеорек (шнурковые или рукавообразные), к прибрежным песчаным валоподобным образованиям или к гнездообразно залегающим породам-коллекторам, окруженным со всех сторон плохопроницаемыми породами (рис. 7.12).

Литологически ограниченные залежи, по И. О. Броду, связаны с резервуарами, представленными песчаными накоплениями различной формы в слабопроницаемых толщах – в песчаных образованиях ископаемых русел палеорек — шнурковые или рукавообразные; в прибрежных песчаных валоподобных образованиях ископаемых баров (баровые); в гнездообразно залегающих песчаных коллекторах, окруженных со всех сторон плохопроницаемыми глинистыми образованиями, в дельтах; в кавернозных зонах – карстовые и на участках проницаемых пород среди плотных.

Выделяют залежи простого

и сложного

строения. К залежам простого строения принадлежат залежи, приуроченные к литологически выдержанным пластам и заключенные в едином локальном поднятии.

К категории сложных относятся многопластовые и многокупольные залежи. Многопластовая залежь нефти и газа (рис. 7.13) охватывает несколько пластов, между которыми существует гидродинамическая связь.

В этом случае, несмотря на сложность строения ловушки, водонефтяной раздел, пластовое давление и свойства нефти во всех пластах будут примерно одинаковыми.

В случаях, когда нефть или газ заполняют несколько расположенных рядом антиклинальных ловушек, образуется многокупольная залежь (рис. 7.14).

При этом синклинальные прогибы между складками также бывают заполнены нефтью или газом, а пластовая вода смещается на периферию.

Запасы нефти и газа в отдельных залежах могут быть весьма различными: от незначительных до нескольких миллиардов тонн нефти или нескольких триллионов кубических метров газа. Основными показателями промышленной ценности залежи являются запасы, заключенные в ней, и экономически обоснованные минимально рентабельные дебиты нефти и газа, обеспечивающие экономическую рентабельность промышленного освоения залежи. По этим показателям залежи делятся на:

q балансовые,

разработка которых в настоящее время целесообразна,

q забалансовые,

разработка которых в настоящее время нерентабельна, но которые могут рассматриваться в качестве объекта для промышленного освоения в дальнейшем.

По значениям рабочих дебитов
залежи делятся на 4 класса: высокодебитные, среднедебитные, малодебитные и низкодебитные (табл. 7.1).

ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

В ЗЕМНОЙ КОРЕ

Классификация нефтегазоносных территорий как основа нефтегазогеологического районирования

На земном шаре известно примерно 35 000 местоскоплений нефти, газа и битумов, открытых на Всех континентах Земли (кроме Антар-ктиды) и во многих омывающих их морях и океанах. Однако выявлен-ные залежи УВ в пределах нефтегазоносных территорий распределены крайне неравномерно как по площади, так и по разрезу осадочных отложений, что является главнейшей геологической особенностью раз-мещения нефти и газа в недрах. Например, значительные концентрации ресурсов нефти и газа установлены на Ближнем и Среднем Востоке (Саудовская Аравия, Ирак, Иран, Кувейт и др.), в Северной Африке (Ливия, Алжир), в Мексиканском заливе, Северном море, на террито-рии СССР (Западная Сибирь, Урало-Поволжье) и в других регионах. В то же время известно громадное количество мелких и средних местоскоплений.

Как показывают многочисленные -исследования, размещение ре-сурсов нефти и газа, типы локальных и региональных скоплений на-ходятся в тесной связи с геологической историей развития определенных типов геоструктурных элементов земной коры (платформы, геосин-клинали и т.д.) и с особенностями строения и состава слагающих их осадочных отложений. Все известные местоскопления размещаются группами, зонами, ассоциациями, образуя различные категории регио-нальных скоплений нефти и газа.

Классификация нефтегазоносных территорий и нефтегазогеологическое районирование являются основой выявления закономерностей размещения скоплений нефти и газа в земной коре, познание которых необходимо для научно обоснованного прогнозирования нефтегазоносности недр и выбора наиболее эффективных направлений поисково-разведочных работ.

Исходя из планетарной приуроченности регионально нефтегазо-носных территорий мира к различных типам геоструктурных элемен-тов земной коры (своды, впадины, прогибы, мегавалы и т.д.), А.А. Бакиров разработал классификацию региональных нефтегазоносных территорий и соподчинённость различных единиц нефтегазогеологичес-кого районирования. Основываясь на тектоническом принципе, А.А. Бакиров в качестве основных единиц нефтегазогеологического райони-рования рекомендует выделять в платформенных и складчатых терри-ториях нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления.

Нефтегазоносная провинция
—
единая геологическая провинция, объединяющая ассоциацию смежных нефтегазоносных областей и ха-рактеризующаяся сходством главных черт региональной геологии, в том числе общностью стратиграфического положения основных реги-онально нефтегазоносных отложений в разрезе. По стратиграфическому возрасту продуктивных отложений нефтегазоносные провинции подразделяются на провинции палеозойского, мезозойского и кайнозойс-кого 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 нефтегазообразования и нефтегазонакопления в течение крупных отрезков геологи-ческой истории.

Зонд нефтегазонакопления
—
ассоциация смежных, сходных по геологическому строению местоскоплений нефти и газа, приуроченных к определенной и в целом единой группе связанных между собой ло-кальных ловушек.

В зависимости от генетического типа составляющих ловушек зоны нефтегазонакопления подразделяются на структурные, литологические, стратиграфические и рифогенные.

Нефтегазоносные провинции, области и зоны нефтегазонакопления относятся к региональным,
а местоскопления (месторождения) и зале-жи — к. локальным
скоплениям нефти и газа.

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 раз-мещения нефтяных и газовых скоплений в земной коре.

1. Из выявленных в земных недрах ресурсов нефти и газа более 99,9 %
приурочено к осадочным образованиям. В разрезе каждой нефтегазоносной провинции содержится один или несколько литолого-стратиграфических комплексов, характеризующихся региональной нефтегазоносностью и разделенных газонефтенепроницаемыми толщами отложений-покрышек.

2. В земной коре залежи и местоскопления нефти и газа группи-руются в зоны нефтегазонакопления, совокупность которых в свою очередь образует нефтегазоносные области, объединяемые в крупные нефтегазоносные провинции. В геоструктурном отношении нефтегазоносные области приурочены на платформах к внутриплатформенным и краевым впадинам, сводовым и линейно вытянутым поднятиям и авлакогенам, а в переходных и складчатых регионах к предгорным и межгорным впадинам, срединным массивам.

3. Изучение условий залегания нефти и газа показывает, что на местоскоплениях нефти и газа могут встречаться одновременно не-сколько типов залежей.

4. Ареалы региональной нефтегазоносности в отложениях различ-ных стратиграфических подразделений в одних случаях совпадают, а в других — территориально смещены.

5. В размещении скоплений нефти и газа наблюдается зональность: выделяются территории преимущественно нефтеносные, преимущественно газоносные, содержащие и газ, и нефть. Зональность может быть и вертикальной.

Вертикальная и региональная зональность в размещении залежей

нефти и газа

Анализ размещения запасов жидких и газообразных УВ в Совет-ском Союзе и за рубежом показывает, что верхние части разреза (до глубины 1,2 — 1,5 км) содержат преимущественно скопления газа, на глу-бинах 1,5 — 3,5 км запасы газа сокращаются и увеличиваются запасы, жидких УВ. Далее с ростом глубины (более 4-5 км) вновь проис-ходит увеличение запасов газообразных УВ и уменьшение запасов нефти. Как правило, в нижней газовой зоне (на глубине более 4 — 5 км) наряду с газом встречается нефть,- растворенная в газе (газоконденсатные залежи).

Такая закономерность в размещении запасов нефти и газа по вер-тикали объясняется генерацией УВ различного фазового состояния на различных уровнях погружения нефтегазоматеринских толщ, т.е. в различных геохимических зонах, выделенных В.А. Соколовым. Кроме того, в возникновении вертикальной зональности распределения жид-ких и газообразных УВ определяющую роль играют также повышенная миграционная способность газообразных УВ по сравнению с нефтью и процессы преобразования нефти в метан на больших глубинах под влиянием высоких температур.

Наряду с вертикальной зональностью в размещении скоплений нефти и газа наблюдается региональная (горизонтальная) зональность.

Например, почти все нефтяные местоскопления Предкавказья сосре-доточены в восточной части этого региона, а преимущественно газовые и газоконденсатные местоскопления — соответственно в Центральном и Западном Предкавказье. В пределах среднеазиатской части эпипалеозойской платформы крупные скопления газа располагаются в восточ-ных районах (местоскопления Шатлык, Газли и др.), в то время как в западных районах (Южно-Мангышлакская впадина) распространены преимущественно нефтяные местоскопления.

Региональная зональность в размещении скоплений нефти и газа наблюдается также в Западной Сибири. Здесь местоскопления нефти содержатся в основном в центральной части низменности, а газа — в пределах обрамления региона, главным образом северного.

Основными факторами образования региональной зональности являются состав исходного 0В, геохимическая и термодинамическая обстановка и условия миграции и аккумуляции УВ.

ПОИСКИ И РАЗВЕДКА ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

ПОНЯТИЕ О ПОИСКАХ И РАЗВЕДКЕ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА

Геологоразведочный процесс и задачи геологического изучения недр

Геологоразведочный процесс определяется как совокупность взаи-мосвязанных, применяемых в определенной последовательности произ-вод-ственных работ и научных исследований, которые должны обеспечить открытие, геолого-экономическую оценку и подготовку к разработке полезного ископаемого. В процессе геологоразведочных работ проводится геологическое изучение недр. В соответствии с Основами за-конодательства о недрах предприятия, организации и учреждения, осуществляющие геологическое изучение недр, должны обеспечивать:

1) рациональное, научно обоснованное направление и эффективность работ по геологическому изучению недр;

2) полноту изучения геологического строения недр, горно-техничес-ких, гидрогеологических и других условий разработки разведанных месторождений, строительства и эксплуатации подземных сооружений, связанных с добычей полезных ископаемых;

3) достоверность определения количества и качества запасов основ-ных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и содержа-щихся в них компонентов, геолого-экономическую оценку месторожде-ний полезных ископаемых;

4) ведение работ по геологическому изучению недр методами и спо-собами, исключающими неоправданные потери полезных ископаемых и снижение их качества;

5) размещение извлекаемых из недр горных пород и полезных ископаемых, исключающее их вредное влияние на окружающую среду;

6) сохранность разведочных горных выработок и буровых скважин, которые могут быть использованы при разработке месторождений и в иных народнохозяйственных целях, и ликвидацию в установленном порядке выработок и скважин, не подлежащих использованию;

7) сохранность геологической и исполнительско-технической доку-ментации, образцов горных пород и руд, керна, дубликатов проб полез-ных ископаемых, которые могут быть использованы при дальнейшем изучении недр, разведке и разработке месторождений полезных ископае-мых, а также при пользовании недрами в целях, не связанных с добычей полезных ископаемых.

Выполнение этих законодательных положений должно лежать в осно-ве дальнейшего совершенствования геологического изучения недр и геологоразведочного процесса, в том числе осуществляемого в нефтяной и газовой промышленности. В значительной мере оно будет обеспечено благодаря использованию новейших достижений науки и техники. Этому будет способствовать также проведение технико-экономического анали-за с помощью ЭВМ, основанного на тщательном изучении всех этапов геологоразведочного процесса в нефтяной и газовой отраслях.

Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ и их

геолого-экономическая оценка

Стадийность геологоразведочных работ на нефть и газ — это опти-мальная, отраженная в планировании и на практике последовательность геологического изучения недр какого-либо региона от начала его освое-ния до обнаружения местоскоплений и решения вопроса об экономи-ческой целесообразности передачи их в разработку.

Деление геологоразведочного процесса на этапы и стадии позволяет устанавливать наиболее рациональную последовательность проведения различных видов и методов исследований, которые обеспечивают реше-ние конечной задачи поисково-разведочных работ — подсчет запасов неф-ти и газа местоскопления и составление проекта разработки его залежей. Стадийность позволяет также определять эффективность работ на различных этапах и стадиях геологоразведочного процесса и контроли-ровать условия смены одних исследований другими или их полного прекращения.

Обнаружение, разведка и подготовка к разработке скоплений нефти и газа занимают значительный период времени, в течение которого про-водятся различные работы. Геологоразведочный процесс начинается с изучения общей геологической характеристики крупных территорий. На следующем этапе выбираются районы с благоприятными для образо-вания и сохранения залежей нефти и газа геологическими условиями, в которых проводится поиск ловушек различного рода. После установле-ния ловушек и получения промышленных притоков нефти и газа начи-нается разведка.

Цель геологоразведочного процесса — открыть местоскопление нефти и газа, количественно и качественно оценить его запасы подго-товить их к разработке. При проведении геологоразведочных работ на отдельных этапах и стадиях применяются различные методы исследо-ваний (геологические, геофизические, геохимические, гидрогеологические, геотермические, аэрокосмические методы, буровые работы) и обра-ботки полученной информации. Процесс поисков и разведки постоян-но меняется по качеству вследствие применения новых методов и повы-шения точности исследований (например, в последнее время расширяют-ся масштабы применения математических методов и ЭВМ, космических съемок и др.).

Геологоразведочные работы на нефть и газ требуют огромных средств, исчисляемых миллиардами рублей ежегодно. Так, на поиски и разведку нефти и газа приходится более 50 % затрат на поиски всех по-лезных ископаемых в стране. Отсюда очевидно важнейшее народнохо-зяйственное значение проблемы всемерного повышения эффективности «и качества проведения исследований во всех звеньях геологоразведоч-ного процесса.

Последовательность проведения геологоразведочных работ на нефть «и газ регламентируется Положением об этапах и стадиях геологоразведочных работ на нефть и газ, является обязательным для всех организаций, выполняющих работы, связанные с изучением вопросов нефтегазоносности, поисков и разведки залежей нефти и газа в стране, независимо от их ведомственной принадлежности и подчинения.

Согласно Положению об этапах и стадиях геологоразведочные работы на нефть и газ в зависимости от стоящих перед ними задач и состояния изученности нефтегазоносности недр подразделяются на региональный, поисковый и разведочный этапы с выделением в них стадий. Каждый этап или стадия преследуют определенные цели и пре-дусматривают решение ряда задач. На всех этапах и стадиях геологоразведочного процесса на нефть и газ определяется геолого-экономическая оценка проводимых работ на основе оценки ресурсов и подсчета запасов нефти и газа.

	Геологораз-ведоч-ный процесс	Изучаемые объек-ты	Основные задачи	ресурсов,
Региональ-ный	Прогноз нефтегазоносности	Осадочные бассей-ны и их части	1. Выявление литолого-стратиграфи-ческих комп-лексов, структурных этажей, ярусов и структурно-фациальных зон, определение характера ос-новных этапов геотектонического развития, тек-тоническое районирование. 2. Выделение нефтегазоперспективных комплек-сов (резервуаров) и зон возможного нефтегазо-накопления, нефтегазогеологическое райониро-вание. 3. Качественная и количественная оценка перспек-тив нефтегазоносности. 4. Выбор основных направлений и первоочеред-ных объектов дальнейших исследований	Качественная оценка Д 2 и частично Д 1
	Оценка зон нефтегазонакопления	Нефтеперспективные зоны и зоны нефтегазонакопления	1. Выявление субрегиональных и зональных структурных соотношений между различными нефтегазоперспективными и литолого-стратиграфи-ческими комплексами, основных закономернос-тей распространения и изменения свойств пород-коллекторов и флюидоупоров, уточнение нефтегазогеологического районирования. 2. Выделение наиболее крупных ловушек. 3. Количественная оценка перспектив нефтегазо-носности. 4. Выбор районов и установление очередности проведения в них поисковых работ	Д 1 и частично Д 2
	Выявление и подготовка объектов	Районы с установленной или возможной нефтегазоносностью	1. Выявление условий залегания и других геолого-геофизических свойств нефтегазоносных и нефтегазо-пер-спективных комплексов.	Д 1 и частично Д 2 ,
Поисковый	к поиско-во-му бурению Подготовка объектов Поиск месторождений (залежей) Оценка месторож-дений (залежей)	Выявленные ло-вушки — Подютовлен-ные ловушки Открытые месторождения (залежи)	2. Выявление перспективных ловушек. 3. Количественная оценка ресурсов в выявленных ловушках. 4. Выбор объектов и определение очередности их подготовки к поисковому бурению 1. Детализация выявленных перспективных лову-шек, позволяющая прогнозировать пространствен-ное положение предполагаемых залежей. 2. Выбор мест заложения поисковых скважин на подготовленных объектах. 3. Количественная оценка ресурсов на объектах, подготовленных к поисковому бурению. 4. Выбор объектов и определение очередности их ввода в поисковое бурение. 1. Выявление в разрезе нефтегазоносных и нефте-газоперспективных комплексов коллекторов и покрышек и определение их геолого-геофизи-ческих свойств (параметров). 2. Выделение, опробование и испытание нефтегазонасыщенных пластов и горизонтов, получение при-токов нефти и газа и установление свойств флюи-доупоров и фильтрационно-емкостных характе-ристик пластов. 3. Оценка запасов открытых залежей. 4. Выбор объектов для проведения детализационных геофизических и оценочных буровых работ 1. Установление основных характеристик место-рождений (залежей) для определения их промыш-ленной значимости. 2. Подсчет запасов месторождений (залежей). 3.Разделение месторождений (зале-жей) на про-мышленные и непромышленные. 4. Выбор объектов и этажей разведки, определение очередности проведения опытно-промышленной эксплуатации и подготовка их к разработке	С 2 и частично С 1
	Подготовка месторожде-ний (за-лежей) к разработке	Промышлен-ные месторождения (залежи)	1. Определение, геометризация и оценка достовер-ности значений геолого-промысловых, фильтрационных и подсчетных параметров по скважинам и объектам для подсчета запасов и составление технологической схемы разработки месторожде-ния (для нефти) и проекта опытно-промышленной разработки месторождения (для газа). 2. Подсчет запасов и определение коэффициента извлечения. 3. Доизучение залежей и месторождений в процес-се разработки	С 1 и частично С 2

Различают ресурсы и запасы нефти и газа. Факт установле-ния продуктивности отложений испытанием скважин служит границей, разделяющей запасы и ресурсы.

Запасы нефти и газа по степени изученности подразделяются на раз-веданные — категории А, В и С 1 и предварительно оцененные — катего-рия С 3 . Ресурсы нефти и газа по степени изученности и обоснованности подразделяются на перспективные — категория С 3 и прогнозные — категории Д 1 и Д 2 .

Запасы залежей и перспективные ресурсы нефти и газа подсчиты-ваются и учитываются в государственном балансе запасов полезных ис-копаемых по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений.

Под прогнозной оценкой ресурсов нефти и газа понимается коли-чественная оценка перспектив нефтегазоносности литолого-стратиграфических комплексов или отдельных горизонтов, которая проводится на основе анализа общих геологических критериев нефтегазоносности, т.е. качественной оценки перспектив. Оценка прогнозных ресурсов нефти и газа осуществляется для крупных территорий, небольших их частей и локальных площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используются при планировании поисковых и разведочных работ.

Прогнозные ресурсы нефти и газа в литолого-стратиграфических комплексах крупного тектонического элемента с доказанной промыш-ленностью нефтегазоносностью относят к категории
Д 1 . В категорию
Д 2 выделяют прогнозные ресурсы нефти и газа в литолого-стратиграфи-ческих комплексах крупных региональных структур с еще не доказан-ной промышленной нефтегазоносностью. Нефтегазоносность этих комп-лексов установлена на сходных по геологическому строению крупных тектонических структурах.

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа катего-рии Д 1 определяется на основе результатов региональных работ и по аналогии с разведанными залежами в тех же комплексах в пределах оце-ниваемой крупной региональной структуры, а категории Д 2 — по предпо-ложительно взятым параметрам на основе общих геологических предс-тавлений и по аналогии с крупными региональными структурами, в ко-торых залежи уже разведаны. Для оценки прогнозных ресурсов приме-няются методы сравнительного геологического анализа, объемно-генети-ческий и др.

Ресурсы нефти и газа подготовленных к глубокому бурению пло-щадей подсчитываются по категории
С 3 , если эти площади находятся в пределах нефтегазоносного района (в одной структурно-фациальной зоне с выявленными залежами) и оконтурены достаточно надежными для данного района методами. В эту же категорию выделяют ресурсы не вскрытых бурением пластов разведанных местоскоплений, если продуктивность их установлена на других местоскоплениях района. Оценка ресурсов по категории С 3 используется для планирования при-роста запасов категорий С 1 и С 2 .

К категории
С 2 относятся запасы залежи (ее части), наличие кото-рых в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запа-сами более высоких категорий, в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных местоскоплений обосновано данными геологических и геофизических исследований.

Результаты подсчета запасов по категории С 2 используются для опре-деления перспектив местоскопления, частично для проектирования его разработки и планирования геологоразведочных работ.

Запасы залежи (ее части), установленные на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геоло-гических и геофизических исследований в неопробованных скважинах, относят к категории
С 1 . Запасы категории С 1 подсчитывают по резуль-татам геологоразведочных работ и эксплуатационного бурения. Они могут быть подсчитаны для участка около первой поисковой скважины с промышленным притоком из выявленной ею залежи (в радиусе, рав-ном удвоенному расстоянию между добывающими скважинами сеток, применяемых на сходных по строению залежах района), для разведанной части залежи и полностью разведанной залежи. По результатам подсчета запасов категории С 1 составляются технологические схемы разработки (для нефтяных залежей) и проекты опытно-промышленной эксплуата-ции (для газовых).

Перспективные ресурсы, а также запасы категорий С 2 и С 1 подсчи-тываются объемным методом, который учитывает площадь нефтегазоносности предполагаемого или выявленного продуктивного горизонта, его мощность, пористость слагающих его пород, степень насыщенности его углеводородами. Объем УВ, определенный для пластовых условий, пересчитывается для нормальных условий.

По мере разбуривания площади количественная оценка нефтегазоносности будет даваться по более высоким категориям: сначала по ка-тегории С 1 , а затем (уже в процессе разработки) — по категориям
В и А.

Важно отметить, что по одной и той же выявленной залежи произво-дят подсчет запасов по различным категориям, так как различные ее части (блоки) в процессе разведки могут быть освещены бурением в различной степени, т.е. изучены неодинаково. Степень изученности залежи учитывается не только в классификации запасов, она позволяет также решить вопрос о передаче обнаруженного скопления (залежи, местоскопления) в разработку.

Г. природных
газов
, Г. природных
вод и т. д. ГЕОХИМИЯ ПРИРОДНЫХ
ГАЗОВ
— история природных
газов
в земной коре… состав
КАУСТОБИОЛИТЫ
— твердые каустобиолиты
…

ГАББРО — кристаллически — зернистая интрузивная (глубинная) основная магматическая порода

Документ

Напр., Г. нефти
, Г. природных
газов
, Г. природных
вод и т. д. ГЕОХИМИЯ ПРИРОДНЫХ
ГАЗОВ
— история природных
газов
в земной коре… состав
Г. входят, по-видимому, комплексные органоминеральные соединения. ГУМУСОВЫЕ КАУСТОБИОЛИТЫ
— твердые каустобиолиты
…

ЗЕМНАЯ
КОРА И ХОЗЯЙСТВО

У
нас под ногами твердая земля —
сформировавшаяся в тече­ние
длительного геологического времени
земная кора, сложенная различными
магматическими, осадочными и
метаморфическими породами,
обладающая сложным рельефом.
Земная кора — основ­ная
сокровищница человечества.
Именно в ней сосредоточены

главные
ископаемые ресурсы, без добычи которых
невозможно со­временное
производство. На поверхности суши, на
материнских породах
сформировались почвы. На
суше живет человечество, здесь
люди распахивают и засевают свои поля,
строят жилища, создают
промышленность, прокладывают дороги.
Именно поверх­ность суши является
областью, где человек может одновременно
использовать
в производстве и энергию солнечного
тепла, идущую от
Солнца к Земле, и «концентрированную»
энергию Солнца, со­хранившуюся
в недрах земной коры в течение многих
сотен мил­лионов
лет в виде угля, нефти и других видов
ископаемого топ­лива.
Поверхность
суши — это область, где человек может
одно­временно использовать в
производстве предметы современной
жизнедеятельности
организмов и результаты древней
жизне­деятельности
организмов — значительную часть
осадочных и метаморфических
пород, в том числе известняки, железные
руды, по-видимому,
бокситы и многие другие полезные
ископаемые.

Возможность
для человека поставить себе на службу
не толь-

ко
солнечную энергию, ресурсы растительного
и животного мира, энергию
рек, плодородие почв, но и природные
энергию и сырье, таящиеся
в недрах земной коры, имеет огромное
значение в разви­тии
производительных сил. С течением времени
значение богатств земной
коры все более увеличивается.

Ресурсы земной коры

Мощность
земной коры очень велика. Лучше всего
нам извест­на
верхняя ее толща, которая успешно
исследуется геофизически­ми
методами разведки. Для подсчетов
содержания в этой толще различных
ресурсов ее мощность условно принимается
в 16 км.

Основные
элементы земной коры — кислород (47,2%
по весу) и
кремний (27,6%), т. е. только эти два элемента
составляют 74,8%
(т. е. почти три четверти!) веса литосферы
(до глубины в 16 км).
Почти
четверть веса (24,84%) составляют: алюминий
{8,80%),
железо (5,10%), кальций (3,60%), натрий (2,64%),
калий (2,60%)
и магний (2,10%). Таким образом, лишь только
73 про­цента
приходится на остальные химические
элементы, играющие очень
большую роль в современной промышленности,
— углерод, фосфор,
серу, марганец, хром, никель, медь, цинк,
свинец и многие другие 1 .

В
современной промышленности выделяют
следующие 25 важ­нейших
видов ископаемого сырья: нефть, природный
газ, уголь,
уран, торий, железо, марганец, хром,
вольфрам, никель, молибден,
ванадий, кобальт, медь, свинец, цинк,
олово, сурьму, кадмий,
ртуть, бокситы (алюминий), магний, титан,
серу, алмазы. К этим видам сырья для
промышленности надо добавить основные
химические
элементы, необходимые для сельского
хозяйства,- азот,
фосфор, калий, а также основные элементы,
применяемые в строительстве,
— кремний, кальций. Всего 30 важнейших
видов сырья
современного хозяйства 2 .

Если
мы расположим первые 30 химических
элементов, наи­более
распространенных в литосфере (по порядку
их весовых про­центов)
и служащих сырьем в хозяйстве, то
получится следующая последовательность,
частично уже нам знакомая: силиций,
алю­миний,
железо, кальций, натрий, калий, магний,
титан, углерод, хлор,
фосфор, сера, марганец, фтор, барий,
азот, стронций, хром, цирконий,
ванадий, никель, цинк, бор, медь, рубидий,
литий, ит­трий,
бериллий, церий, кобальт.

Таким
образом, сравнивая эти два ряда главных
элементов — экономический
и природный, — мы не увидим во втором
ряду (природном)
следующих важных видов сырья: урана и
тория, вольфрама,
молибдена, сурьмы, кадмия, ртути, свинца,
олова, т. е. девяти элементов.

Можно
сказать, что в основном хозяйство
опирается на те элементы
из ископаемых богатств, которые
содержатся в литосфе­ре
в наибольшем количестве по сравнению
с остальными: железо, алюминий,
магний, кремний. Надо, однако, заметить,
что соотно­шения
между первыми и последними из перечисленных
30-ти эле­ментов по содержанию их в
земной коре достигают очень большой
величины:
первых в десятки тысяч и в тысячи раз
больше, чем последних.

Алюминиевая
и магниевая промышленность стала
особенно сильно
развиваться в последнюю четверть века.
Сплавы железа, где
это возможно, стали заменять дефицитные
цветные металлы. Сильно
развилась за последние десятилетия и.
керамическая

1 См.
В. И. Вернадский. Избр. соч., т. 1. М.,
Изд-во АН СССР, 1954,
стр.
362.

2 Из
этого перечня исключены кислород и
водород.

промышленность,
которая основывается на использовании
глин и песка.
Керамические изделия (трубы, черепица
и т. д.) заменяют более
дефицитные металлы. Одновременно
приобрели промышлен­ное
значение десятки относительно редких
химических элементов, большая
часть которых служит добавкой к самым
распространен­ным
в природе металлам (железу, алюминию и
др.) и придает их сплавам
новые ценные качества. Современная
промышленность вступила
в период создания сверхпрочных металлов
(стали, чугу­на,
сплавов алюминия, магния, титана) и
бетонов. Тонна этих но­вых
материалов заменяет многие тонны
металлов, производимых в
начале нашего века.

Недра
земной коры могут обеспечить на
длительный срок на­селение
земного шара разнообразными ресурсами.

Люди
еще относительно мало знают недра
земной коры и по существу
только начинают познавать их богатства.

Для
того чтобы иметь возможность рационально
использовать полезные
ископаемые, необходимо определить их
запасы. Разли­чают
запасы геохимические и геологические.
Геохимические запа­сы
— количество того или иного химического
элемента в земной коре
в целом и в пределах какой-либо большой
ее области. Про­мышленность
прежде всего интересуют геологические
запасы, т. е. те,
которые имеют непосредственное значение,
могут быть добыты, вынуты
на поверхность. В свою очередь,
геологические запасы де­лятся
на три категории: А — промышленные
запасы; В — разведан-ные запасы; С —
вероятные запасы.

Некоторые
ученые капиталистических стран пишут
об угрозе истощения
земных недр. Но разведанные геологические
запасы
основных видов ископаемого сырья и
топлива увеличиваются, как правило,
значительно большими темпами, чем их
добыча. За ис­ключением
хрома, вольфрама, кобальта, бокситов и
серы с пири-тами,
отношение добычи к геологическим
запасам не увеличивает­ся,
а уменьшается. Человечество все более
обеспечивается основ­ными
видами ископаемого сырья и нет признаков
современного истощения
земных недр.

Геологические
запасы полезных ископаемых могли бы
быть еще
сильнее увеличены, если бы в
капиталистических странах основные
ресурсы земных недр не были захвачены
небольшим чис­лом
крупных капиталистических монополий,
заинтересованных в
высоких ценах на ископаемое сырье и
топливо. В связи с этим крупнейшие
компании монополистов стремятся
всячески тормозить новые
геологические разведки и часто скрывают
истинные разве­данные
запасы важнейших ресурсов земных недр.

Падение
колониального режима и ослабление
власти крупных монополий
после второй мировой войны во многих
странах Азии, Африки
и Латинской Америки привело к усиленной
геологической разведке
и к открытию новых гигантских богатств:
нефти, газа, железной,
медной, марганцевой руд, редких металлов
и т. д. Если сравнить
карты полезных ископаемых предвоенных
и последних

лет,
то можно увидеть сильные изменения в
сторону большей рав­номерности
размещения крупнейших месторождений
полезных ископаемых
за счет исследования тех континентов
и стран, ресур­сы
которых раньше не использовались
основными капиталистиче­скими
странами.

Закономерности
географического размещения
минерального
сырья

Полезные
ископаемые размещены по поверхности
суши отно­сительно неравномерно.

Пространственное
размещение полезных ископаемых
обуслов­лено природными законами.
Земная кора по своему составу неод­нородна.
В ней наблюдается закономерное изменение
химического состава с глубиной.
Схематически толщу земной коры
(литосферу) можно
разделить на три вертикальные зоны:

Поверхностная
зона — гранитная, кислая, со
следующими
типическими
элементами: водород, гелий, литий,
бериллий, бор,
кислород, фтор, натрий,
алюминий, (фосфор), силиций,
(хлор),
калий, (титан), (марганец),
рубидий, иттрий, цирконий, ниобий,
молибден,
олово, цезий, редкоземельные, тантал,
вольфрам, (золо-­
то),
радий, радон, торий, уран (в скобках —
элементы менее типи­
ческие).

Средняя
зона — базальтовая, основная, с рядом
типических
элементов:
углерод, кислород, натрий, магний,
алюминий, силиций,
фосфор,
сера, хлор, кальций, марганец, бром,
иод, барий, строн­
ций.

Глубинная
зона — перидотитовая, ультраосновная,
с типиче­
скими
элементами: титан, ванадий, хром, железо,
кобальт, никель,
рутений-палладий,
осмий-платина.

Кроме
того, выделяется типическая жильная
группа химиче­ских
элементов с преобладанием металлов. В
жилах обычно кон­центрируются сера,
железо, кобальт, никель, медь, цинк,
галлий, германий,
мышьяк, селен, молибден, серебро, кадмий,
индий, оло­во,
сурьма, теллурий, золото, ртуть, свинец,
висмут 3 .

По
мере углубления в толщу земной коры
уменьшается содер­жание
кислорода, силиция, алюминия, натрия,
калия, фосфора, бария, стронция,
увеличивается доля магния, кальция,
железа, титана 4 .

В
очень глубоких шахтах нередко наблюдается
изменение со­отношения
элементов по мере дальнейшего углубления.
Например, в
шахтах Рудных гор сверху вниз увеличивается
содержание оло­ва,
в ряде районов вольфрам сменяется
оловом, свинец — цинком и
т. д. 5 .

3 См.
А. Е. Ферсман.
Избр. труды, т. 2. М„ Изд-во АН СССР,
1953,
стр.
264.

4 См.
там
ж с, стр. 267-^268.

5 См.
т;1 м ж е, стр. 219.

Процессы
горообразования нарушают идеальное
расположе­ние
типических групп химических элементов
(геохимических ассо­циаций).
В результате горообразования глубинные
породы подни­маются
к поверхности Земли. Чем больше амплитуда
вертикаль­ных
смещений в литосфере, частично находящая
отражение в ам­плитуде
высот гор, тем больше различий в сочетании
химических элементов.
Там, где горы были сильно разрушены
экзогенными силами
природы, человеку открываются
разнообразные богатства земных
недр: все сокровища по таблице Менделеева.

Время
образования различных полезных
ископаемых не оди­наково.
Основные геологические эпохи сильно
отличаются друг от друга
по концентрации различных элементов.
Существуют и боль­шие различия
концентрации полезных ископаемых в ту
или иную эпоху
по континентам.

Для
докембрийской эпохи характерны
железистые кварциты и богатые железные
руды (68% достоверных запасов железных
руд
всех капиталистических стран), руды
марганца (63%), хро­митов (94%), меди (60%),
никеля (72%), кобальта (93%), урана (66%),
слюды (почти 100%), золота и платины.

Нижнепалеозойская
эпоха сравнительно бедна крупными
ме­сторождениями
полезных ископаемых. Эпоха дала горючие
слан­цы,
некоторые месторождения нефти, фосфориты.

Зато
в верхнепалеозойскую эпоху сформировались
крупней­шие
ресурсы каменных углей (50% мировых
запасов), нефти, ка­лийных
и магниевых солей, полиметаллических
руд (свинца и цинка),
меди и крупные месторождения вольфрама,
ртути, асбеста, фосфоритов.

В
мезозойскую эпоху продолжается
образование крупнейших месторождений
нефти и угля, вольфрама и формируются
новые — олова,
молибдена, сурьмы, алмазов.

Наконец,
кайнозойская эпоха дала миру основные
запасы бокситов,
серы, бора, полиметаллических руд,
серебра. В эту эпоху продолжается
накопление нефти, меди, никеля и кобальта,
молиб­дена,
сурьмы, олова, полиметаллических руд,
алмазов, фосфори­тов,
калийных солей и других полезных
ископаемых.

В.
И. Вернадский, А. Е. Ферсман и другие
ученые выделили следующие
типы областей залегания закономерно
сочетающихся друг
с другом полезных ископаемых: 1)
геохимические пояса. 2)
геохимические поля и 3) геохимические
центры (узлы) сырья и топлива.

Применяются
и несколько другие термины: металлогенические
пояса;
щиты и платформы; металлогенические
провинции, что примерно
соответствует перечисленным выше
территориальным единицам

Металлогенические
пояса вытягиваются на сотни и тысячи
ки-лометров.
Они окаймляют кристаллические щиты,
которые оста­вались более или менее
неизменными с древнейших геологических

эпох.
С металлогеннческпми поясами связаны
многие важные комплексы месторождений
полезных ископаемых.

Величайший
рудный пояс земного шара опоясывает
Тихий океан.
Протяжение Тихоокеанского пояса
превышает 30 тыс. км.
Этот
пояс состоит из двух зон — внутренней
(обращенной к океану) и
внешней. Внутренняя зона полнее выражена
на американском материке
и слабее на азиатском, где она захватывает
цепь островов (Японские,
Тайвань, Филиппины). Во внутренней зоне
концентри­руются
месторождения меди и золота, во внешней
зоне — олова, полиметаллов
(свинца, цинка и других металлов), сурьмы
и висмута.

Средиземноморский
рудный пояс включает горные цепи,
окру­жающие
Средиземное море, и идет далее через
Закавказье, Иран, Северную
Индию к Малакке, где соединяется с
Тихоокеанским поясом.
Протяжение Средиземноморского пояса
— около 16 тыс. км.

Одним
из крупнейших мировых металлогенических
поясов яв­ляется
также Уральский пояс.

Для
ряда горных систем характерно закономерное
размещение полезных
ископаемых в виде полос, параллельных
оси горной си­стемы.
Таким образом, во многих случаях на
сравнительно неболь­шом
расстоянии друг от друга расположены
весьма различные со­четания
руд. По оси поясов располагаются
преимущественно наиболее
глубинные образования (Сг, N1, Р1, V,
Та, Nb),
а по сто­ронам
от этой оси: Sn
, Аs.
Аn,W ; ,
еще дальше — Си, Zп,
РЬ, еще далее
-Ag
Со,
наконец-SЬ,
Нg
и другие элементы 6 .
Примерно такое географическое размещение
химических элементов наблю­дается
на Урале, полезные ископаемые которого
группируются в пяти главных полосах:
1) западной, с преобладанием осадочных
пород:
медистых песчаников, нефти, поваренной
и калийно-магние-вых солей, каменного
угля; 2) центральной (осевой), с тяжелыми
глубинными
породами: платиной, молибденом, хромом,
никелем; 3)
метаморфической (залежи медных
колчеданов); 4) восточной гранитной
(железная руда, магнезиты и редкие
металлы) и 5) вос­точной
осадочной, с бурыми углями, бокситами.

Геохимические
поля — это расположенные между поясами
складчатых
горных систем огромные пространства
кристалличе­ских
щитов и платформ, перекрытых осадочными
породами. Эти осадочные
породы обязаны своим происхождением
деятельности моря,
рек, ветра, органической жизни, т. е.
факторам, связанным с
воздействием солнечной энергии.

С
древними кристаллическими горными
породами обширных пространств
щитов и платформ связаны месторождения
многих полезных
ископаемых: железных руд, золота, никеля,
урана, ред­ких
металлов и некоторых других. Обычно
равнинный рельеф древ­них
щитов и платформ, густая заселенность
и хорошая обеспечен­ность
многих из них железными дорогами привели
к тому, что

месторождения
щитов и платформ земного шара (без СССР)
дают приблизительно около 2 /з
добычи железных руд, 3 / 4
добычи золота и
платины, 9 / 10
добычи урана, никеля и кобальта, почти
весь добы­ваемый
торий, бериллий, ниобий, цирконий, тантал,
много марган­ца,
хрома 7 .

В
размещении полезных ископаемых осадочных
пород про-, являются
законы древней и современной климатической
зональ­ности.
Чаще всего на географии осадочных пород
сказывается зо­нальность
минувших эпох. Но и современные зональные
природные процессы
существенно сказываются на образовании
и географичеcком
распространении различных солей, торфа
и других полезных ископаемых.

Закономерности
размещения рудных и нерудных полезных
ископаемых обусловлены тектоникой
страны. Поэтому для эконо-мико-географа
очень важно знание тектонической карты
и умение читать ее и экономически
оценивать особенности геологического
развития
разных тектонических районов страны.

Так,
с областями глубокого погружения древних
складчатых кристаллических
участков земной коры связаны в большинстве
случаев
крупнейшие месторождения нефти и
природного газа. Краевые
прогибы платформы, межгорные впадины,
котловины и соединяющие
их своды, возникшие при смятии мощных
осадочных пород
жесткими глыбами, привлекают внимание
поисковиков, так как
с ними часто связаны месторождения
нефти, природного газа, солей.

Так
называемые каустобиолиты (горючие
полезные ископае­мые)
имеют свои закономерности географического
размещения, не совпадающие
с закономерностями размещения металлов.

В
последние годы достигнуты значительные
успехи в установ­лении
закономерностей географического
размещения нефтеносных областей
земного шара. В сводке О. А. Радченко 8
выделены четыре огромных
нефтеносных пояса: 1. Палеозойский (нефть
в нем почти исключительно
приурочена к палеозойским отложениям);
2. Ши­ротный
мезокайнозойский; 3. Западный Тихоокеанский
кайнозой­ский
и 4. Восточный Тихоокеанский мезокайнозойский.

По
данным 1960 г., в пределах Палеозойского
пояса добыва­лось
29% мировой добычи нефти, в Широтном —
42,9, в Восточном Тихоокеанском
— 24,5, в Западном Тихоокеанском — 2,8 и
за пре­делами
поясов — 0,8% 9 —

Главные
зоны угленакопления приурочены, как
правило, к
краевым и внутренним прогибам и к
внутренним синеклизам древних
и устойчивых платформ. Например, в СССР
крупнейшие

7 См.
П. М. Татаринов. Условия образования
месторождений рудных
и
нерудных полезных ископаемых. М.,
Госгеолтехиздат, 1955, стр. 268-269.

8 См.
О. А. Радченко. Геохимические
закономерности размещения неф­
теносных
областей мира. Л., «Недра», 1965.

9 См.
там
же, стр. 280.

угольные
бассейны приурочены к Донецкому
прогибу Русской платформы, к Кузнецкому
прогибу и т. д.

Закономерности
размещения углей еще полностью не
установ­лены,
но все же некоторые из имеющихся
интересны. Так, по дан­ным
Г. Ф. Крашенинникова, в СССР 48% запасов
углей приуро­чено
к краевым и внутренним прогибам, 43%-к
древним устой­чивым
платформам; в США большая часть запасов
углей нахо­дится
на устойчивых платформах, а в Западной
Европе почти все
угли
приурочены к краевым и внутренним
прогибам. Крупнейшие угольные
бассейны расположены в глубине
континентов; вели­кие
же рядные поясы (Тихоокеанский,
Средиземноморский и Уральский)
относительно бедны углем.

Крупнейшие
месторождения полезных ископаемых

Среди
многих тысяч эксплуатируемых месторождений
решаю­щее
значение имеют сравнительно немногие,
особенно крупные и богатые.
Открытие таких месторождений очень
существенно для развития
производительных сил и они сильно влияют
на размеще­ние
промышленности и могут заметно изменить
экономический про­филь
отдельных районов и даже стран.

Каменноугольные
бассейны: Канско-Ачинский, Кузнец­кий,
Печорский, Донецкий (СССР), Аппалачский
(США);

Железорудные
бассейны: Курской магнитной аномалии,
Криворожский
(СССР), Минас-Жераис (Бразилия), Верхнего
озе­ра
(США), Лабрадорский (Канада), Северо-Шведский
(Швеция); Нефтеносные
районы: Западно-Сибирский, Волго-Ураль-ский,
Мангышлакский (СССР), Маракаидский
(Венесуэла), Ближ­невосточный (Ирак,
Иран, Кувейт, Саудовская Аравия), Сахарский
(Алжир);

Марганцевые
месторождения: Никопольское, Чиатурское
(СССР),
Франсвильское (Габон); Нагпур-Балагатское
(Индия).

Хромитовые
месторождения: Южно-Уральское (СССР),
Великой
дайки (Южная Родезия), Гулеманское
(Турция), Транс-ваальское
(ЮАР);

Никелевые
месторождения: Норильское,
Мончегорско-Пе-ченгское
(СССР), Садбери (Канада), Майари-Бараконское
(Куба); Медные
месторождения: Катангско-Замбийское 10
(Конго со столицей
в Киншасе и Замбия), с запасами меди
около 100 млн. т, Удоканское,
Центрально-Казахстанские,
Южно-УральскиеДСССР), Чукикамата
(Чили);

Месторождения
полиметаллических руд (свинец, цинк,
серебро):
Рудный Алтай в СССР, Пайн-Пойнт (12,3 млн.
т
цинка
и
свинца) и Сулливан (более 6 млн. т)
в
Канаде, Брокен-Хилл (более-
6 млн. т)
в
Австралии.
Крупнейший, в мире источник се­ребра
(с добычей около 500 т
в
год)-Кер д»Ален — в США (штат Айдахо).

10
Катангско-Замбийский медный пояс очень
богат и кобальтом.

Месторождения
бокситов (для производства алюминия):
Гвинейское
(Гвинейская республика), с запасами в
1500 млн. т,
Вильямсфильд
(Ямайка), с запасами в 600 млн. т,
ряд
месторож­дений
Австралии, с гигантскими, еще достаточно
неразведанными залежами,
общий размер которых оценивается в
4000 млн. т.

Месторождения
олова: Малаккская оловоносная провинция
{Бирма,
Таиланд, Малайзия, Индонезия), с
гигантскими запасами «
олова в 3,8 млн. т,
и
Колумбия.

Месторождения
золота: Витватерсранд (ЮАР), Северо-Вос­ток
СССР и Кзылкумы (СССР).

Месторождения
фосфоритов: Севере-Африканская провин­ция
(Марокко, Тунис, Алжир), Хибинский массив
(СССР).

Месторождения
калийных солей: Верхнекамское и
При-пятское
(СССР), Главная котловина (ГДР и ФРГ),
Саскачеван-ское
(Канада).

Месторождения
а л м а з о в: Западно-Якутские (СССР),
Кассаи (Конго
со столицей в Киншасе).

Геологические,
геофизические и геохимические поиски,
размах которых
все более усиливается, приводят и будут
приводить в даль­нейшем
к открытию новых уникальных месторождений
полезных ископаемых.
Как велики могут быть эти открытия,
показывает, например,
факт установления в 1950-1960 гг. границ
и запасов Западно-Сибирского
нефтегазоносного района площадью
перспек­тивных
участков 1770 тыс. км
2
,
с
высокой
плотностью запасов нефти и
газа. В ближайшие полтора-два десятилетия
Западная Сибирь не
только удовлетворит свои потребности
собственной нефтью, но
и будет в больших количествах поставлять
нефть и газ как евро­пейской
части СССР, так и Сибири и странам
Западной Европы.

Историческая
последовательность использования
ресурсов
земной коры

В
течение своей истории люди постепенно
вовлекали в сферу своего
производства все больше химических
элементов, содержа­щихся
в земной коре, используя, таким образом,
все шире есте­ственную
основу развития производительных сил.

В.
И. Вернадский разделил химические
элементы по времени начала
их экономического использования
человеком на ряд исто­рических
этапов п:

использовались
в древние века: азот, железо, золото,
калий, кальций,
кислород, силиций, медь, свинец, натрий,
олово, ртуть, серебро,
сера, сурьма, углерод, хлор;

прибавились
до XVIII
в.: мышьяк, магний, висмут, кобальт, бор,
фосфор;

прибавились
в XIX
в.: барий, бром, цинк, ванадий, вольфрам,
иридий,
иод, кадмий, литий, марганец, молибден,
осмий, палладий, радий,
селен, стронций, тантал, фтор, торий,
уран, хром, цирконии, редкоземельные;

прибавились
в XX
в.: все остальные химические элементы.

В
настоящее время в производстве участвуют
все химические элементы
менделеевской таблицы. В лаборатории
и на промыш­ленных установках человек
создал, пользуясь законами природы,
такие
новые элементы (сверхурановые), каких
в настоящее время уже
нет в толще земной коры.

Фактически
сейчас нет элемента, который не имел
бы в той или
иной степени хозяйственного значения.
Однако участие хими­ческих
элементов в производстве далеко не
одинаково.

Можно
подразделить химические элементы в
зависимости от их
современного экономического использования
на три группы 12:

элементы
капитального значения в промышленности
и сель­
ском
хозяйстве: водород, углерод, азот,
кислород, натрий, калий,
алюминий,
магний, силиций, фосфор, сера, хлор,
кальций, железо,
уран,
торий;

основные
элементы современной промышленности:
хром,
марганец,
никель, медь, цинк, серебро, олово,
сурьма, вольфрам,
золото,
ртуть, свинец, кобальт, молибден,
ванадий, кадмий, ниобий,
титан;

обычные
элементы современной промышленности:
бор, фтор,
мышьяк,
бром, стронций, цирконий, барий, тантал
и др.

За
время последних десятилетий сравнительное
экономическое значение
разных химических элементов земной
коры сильно изме­нилось. Развитие
крупной промышленности, основанной на
энергии пара,
вызвало необходимость сильнейшего
роста добычи угля и железа.
Электрификация хозяйства привела к
колоссальному уве­личению
потребности в меди. Широкое распространение
двигателей внутреннего
сгорания вызвало гигантский рост добычи
нефти. Появление
автомобилей и увеличение скорости их
движения предъявило
спрос на качественный металл с примесью
редких эле­ментов,
а самолетостроению понадобились сплавы
сначала алюми­ния
и магния с редкими металлами, а затем,
при современных скоростях,
и титана.

Наконец,
современная внутриядерная энергетика
предъявила огромный
спрос на уран, торий и другие радиоактивные
элементы и
на свинец, необходимый для строительства
атомных станций.

Даже
за последние десятилетия темп роста
добычи различных полезных
ископаемых очень сильно менялся, и
трудно предвидеть, добыча
каких химических элементов будет расти
сильнее всего в
ближайшие десятилетия. Во всяком случае,
развитие техники мо­жет
привести к тому, что в отдельные периоды
потребность в не-

11
См.
В. И. Вернадский.
И.чбр.
соч., т. 1. М., Н.и-во АН СССР. 195!, стр.
«112.

12
См. А. Е. Ферсман.
Геохимия, т. 4. Л., 1939, стр. 9 Внесены
некото стр.
726.

которых
редких элементах (необходимых для
современной «гомео­патической
металлургии») 13 ,
цветных металлах, видах химического
сырья
вступит во временное противоречие с
разведанными их за­пасами.
Эти противоречия будут разрешаться
путем использова­ния
других, более распространенных элементов
(изменение про­мышленной
технологии) и усиления поисков, в
частности, на больших
глубинах.

Геохимическая
роль человека

Человек
в настоящее время стал играть на Земле
очень важ­ную
геохимическую роль. Он в процессе
производства и потребле­ния сначала,
как правило, концентрирует, а затем
рассеивает хи­мические
элементы. Он производит ряд химических
соединений в
такой форме, в какой они не встречаются
в природе, в толще земной
коры. Получает металлические алюминий
и магний и дру­гие
металлы, в самородном виде не встречающиеся
в природе. Он создает
новые, неизвестные в природе виды
органических, кремне-и
металлоорганических соединений.

Человек
сконцентрировал в своих руках золото
и ряд других драгоценных
металлов и редких элементов в количествах,
не встре­чающихся
в природе в одном каком-нибудь месте.
С другой сто­роны,
человек добывает железо в мощных
месторождениях, кон­центрирует
его, а затем распыляет по большей части
поверхности суши
в виде рельсов, кровельного железа,
проволоки, машин, ме­таллических
изделий и т. д. Ещё сильнее распыляет
человек нахо-.
дящийся в земной коре углерод (уголь,
нефть, сланцы, торф), в
полном смысле слова выпуская его в
трубу, увеличивая содер-
жание углекислоты в воздухе.

А.
Е. Ферсман подразделил все химические
элементы по ха­
рактеру
взаимоотношений природных и технологических
процессов
на
шесть групп 14 ,
которые могут быть объединены в два
больших
отдела:

А.
Согласное действие природы и человека.

Природа
концентрирует и человек концентрирует
(платина
и
металлы платиновой группы).

Природа
рассеивает и человек рассеивает
(бор, углерод,
кислород, фтор, натрий,
магний, силиций, фосфор, сера,
калий,
кальций,
мышьяк, стронций, барий).

3.»Природа
концентрирует, человек сначала
концентрирует, чтобы
потом рассеять (азот и частично цинк).

Б.
Несогласное действие природы и человека.
.

4.
Природа концентрирует, человек рассеивает
(редкий случай: частично
водород, олово).

5.
Природа рассеивает, человек концентрирует
(гелий, алюми-ний,
цирконий, серебро, золото, радий, торий,
уран, неон, аргон).

13 См.
Е. М. Савицкий. Редкие металлы. «Природа»,
1956, № 4.

14 См.
А. Е. Ферсман. Избр. труды, т. 3. М., Изд-во
АН СССР, 1955,
стр.
726.

6.
Природа рассеивает, человек концентрирует,
чтобы потом рассеять
(литий, титан, ванадий, хром, железо,
кобальт, никель, медь,
селен, бром, ниобий, марганец, кадмий,
сурьма, иод, тантал, вольфрам,
свинец, висмут).

В.
И. Вернадский писал 15 ,
что человек стремится воспользо­ваться
до конца химической энергией элемента
и поэтому приво­дит
его в свободное от соединений состояние
(чистое железо, ме­таллический
алюминий). «Любопытным образом,-
продолжал В.
И. Вернадский, — здесь Ното
s
ар
i
еп
s

совершает
совершенно ту
же работу, которую в природе, в коре
выветриваний, производят микроорганизмы,
как мы знаем, являющиеся здесь источником
об­разования
самородных элементов».

В
последние годы в технике выявляется
все большая тенден­ция
получения сверхчистых металлов, так
что человек во все боль­шей
степени действует в направлении,
отмеченном В. И. Вернад­ским.
Таким образом, человек, используя
природные богатства земной
коры, действует как сама природа. Однако
если микро­организмы
выделяют самородные элементы в процессе
своей био­логической жизнедеятельности,
то человек делает это же своей
производственной
деятельностью. Человек, писал В. И.
Вернад­ский, один коснулся в своей
работе всех химических элементов, тогда
как в жизнедеятельности микроорганизмов
существует чрез­вычайная специализация
отдельных видов. Человек во все большей
степени
стал регулировать геохимическую работу
микроорганиз­мов
и переходит к практическому использованию
ее.

В
очень короткое время по сравнению с
геологической исто­рией
Земли человек выполнил колоссальную
геохимическую работу.

Особенно
велика производственная деятельность
человека в геохимических
узлах с огромной горной промышленностью
— в ка­менноугольных
бассейнах, где кроме угля добываются
и другие полезные ископаемые, в рудных
районах и т. д.

За
каждым человеком — многие тонны ежегодно
добываемых руд
угля, строительных материалов, нефти
и других ископаемых. При
современном уровне производства
человечество извлекает из недр
примерно в год 100 млрд. т
разных
горных пород. К концу нашего
века эта величина дойдет примерно до
600 млрд. т.

А.
Е.
Ферсман
писал: «Хозяйственная и промышленная
дея­тельность
человека по своему масштабу и значению
сделалась сравнимой
с процессами самой природы. Вещество
и энергия не беспредельны
в сравнении с растущими потребностями
человека, их
запасы по величине — одного порядка с
потребностями челове­чества: природные
геохимические законы распределения и
концен­трации
элементов сравнимы с законами технохимии,
т. е. с хими­ческими
преобразованиями, вносимыми промышленностью
и на­родным
хозяйством. Человек геохимически
переделывает мир» 16 .

15 См.
В. И. Вернадский. Избр. соч., т. 1, стр.
411-413.

16 А.
Е. Ф е р с м а н. Избр.-труды, т. 3, стр.
716.

Человек
идет в глубь земных недр не только за
полезными ископаемыми. В последние годы
приобрели большое практическое значение
естественные полости, образующиеся в
легкорастворимых породах
(известняках, гипсах, солях и др.), которые
используют для размещения в них
предприятий, складов. Вначале для этих
целей
использовались лишь естественные
полости, но теперь про­изводятся
работы по созданию искусственных
подземных полостей путем
выщелачивания легкорастворимых пород
там, где эти по­лости
нужны и, конечно, где они могут быть
образованы по при­родным
условиям (в областях щитов они не могут
быть созданы; наоборот,
в областях с мощными пластами осадочных
пород, включающих известняки, соли,
гипсы, есть благоприятные условия
для искусственного выщелачивания
больших полостей).

Экономическое
использование ресурсов земной коры

Полезные
ископаемые можно разделить на несколько
технико-экономических
групп, исходя из их хозяйственного
назначения:

1)
топливная (энергетическая) группа; 2)
химическая группа; 3)
металлургическая группа; 4) строительная
группа.

К
первой группе обычно относят уголь,
нефть, природный го­рючий
газ, горючие сланцы, торф. Теперь к этой
же энергетиче­ской
группе минерального сырья надо отнести
и сырье для извле­чения
внутриядерной энергии — уран и торий.

Все
горючие полезные ископаемые одновременно
являются, как
правило, и ценнейшим химическим сырьем.
Используя их лишь как топливо, человечество
безвозвратно уничтожает ценное
совре­менное
химическое сырье. Переход на внутриядерную
энергию позволит
в будущем использовать уголь, нефть,
газ, торф, сланцы главным
образом как химическое сырье.

В
1965 г. во всем мире действовали 62 атомных
электростан­ции
(АЭС) общей мощностью более 8,5 млн. кет.
Они
пока еще вырабатывают
незначительную часть электроэнергии,
получаемой во
всех странах, но роль АЭС будет быстро
расти.

К
собственно химической группе полезных
ископаемых отно­сятся
соли (поваренная соль, служащая важным
сырьем для содо­вой промышленности,
калийная соль для производства
минераль­ных удобрений, глауберова
соль, употребляемая в содовой
промышленности,
стекольном производстве и т. д.), серные
колче­даны
(для производства серной кислоты),
фосфориты и апатиты (сырье
для суперфосфатного производства и для
электровозгонки фосфора).
Важным сырьем служат глубинные воды,
содержащие бром,
под, гелий и другие элементы, необходимые
современной хи­мической
промышленности.

Очень
разнообразна металлургическая группа
полезных иско­паемых.
Важнейшим ил них является железная
руда. Железоруд­ные
месторождения земного шара очень сильно
отличаются по за­пасам,
содержанию, характеру примесей (вредных
или пенных для

металлургического
производства). Крупнейшее в мире
месторож­дение
железной руды (в виде главным образом
железистых квар­цитов)
находится в центре европейской части
СССР (Курская маг­нитная
аномалия). У железа есть ряд «спутников»,
которые улучшают
свойства черного металла: титан, марганец,
хром, ни­кель,
кобальт, вольфрам, молибден, ванадий и
ряд других редких в
земной коре элементов. 1 *

Подгруппа
цветных металлов включает медь, свинец,
цинк, бокситы,
нефелины и алуниты (сырье для производства
глино­зема-
окиси алюминия, из которого уже затем
в электролизных ваннах
получается металлический алюминий),
магниевые соли и магнезиты
(сырье для производства металлического
магния), оло­во,
сурьму, ртуть и некоторые другие металлы.

Подгруппа
благородных металлов — платины, золота,
се­ребра-
имеет большое значение в технике,
особенно в приборо­строении. Золото
и серебро в настоящее время выполняют
функцию денег.

Группа
строительных материалов также
разнообразна. Значе­ние
ее возрастает в связи с бурным
строительством зданий, мостов, дорог,
гидроузлов и других сооружений. Резко
увеличивается пло­щадь
земной поверхности, покрытой теми или
иными строитель­ными
и дорожными материалами. Важнейшие
строительные материалы:
мергель, известняк, мел (сырье для
цементной про­мышленности
и строительный камень), глина и пески
(сырье для силикатной
промышленности), магматические породы
(гранит, ба­зальт,
туф и др.), используемые как строительный
и дорожный материалы.

Степень
промышленной концентрации металла в
руде сильно изменяется
во времени, так как зависит от уровня
техники про­изводства.

Помимо
абсолютных запасов и степени концентрации
того или
иного химического элемента имеет большое
значение для оценки
такой синтетический показатель, как
коэффициент рудонос-ности
(угленосности), показывающий запасы
руды (угля) к об­щему объему рудоносной
(угленосной) толщи в процентах.

Кроме
того, для экономико-географа важно знать
глубину за­легания
полезных ископаемых, мощность, частоту
и характер пла­стов
(пологие, крутопадающие, нарушенные
сбросами), наличие примесей,
затрудняющих или облегчающих обогащение
руд и углей,
степень газонасыщенности, обилия
грунтовых вод и другие стороны
природных условий толщи земной коры, в
которую углубляется
человек своими шахтами и проникает
далеко от них расходящимися
в стороны длинными штольнями, или же
огром­ными
карьерами открытых разработок.

Весьма
благоприятно для промышленности, когда
полезные ископаемые
можно добывать в открытых разработках
— карьерах. В
частности, в открытых угольных разрезах
СССР добывается де­шевый
уголь в угольных бассейнах Караганды,
Кузбасса, Эки-

бастузского,
Канско-Ачинского, Черемховского
бассейнов и ряда других
районов СССР.

Вопросы
комплексного экономического использования
полез­ных
ископаемых становятся все более областью
экономической географии, которая должна
быть тесно связана с геохимией и
гео­логией
и широко использовать их данные.

А.
Е. Ферсман следующим образом оценивал
содружество гео­графии и геохимии:

«Как
результат взаимодействия тектонических
сил и создан­ных
ими цепей, влияния изостазии, стремящейся
уравновесить материковые
массивы, влияния водной эрозии, речных
систем и общего
распределения воды и суши — создается
целый цикл явле­ний,
которые влияют на хозяйственную жизнь,
создают запасы гидроэнергии, видоизменяют
законы распространения химических
элементов
и географически направляют ход развития
страны. Их можно
было бы, по Пенку, объединить термином
географических факторов,
подразумевая под этим словом не только
чисто про­странственные
взаимоотношения, но и их генетическую
связь, не только
морфологию объектов, но и их динамику
и самую хими­ческую
сущность, и если в последние годы понятие
географии в значительной
степени расширилось, охватив самые
разнообразные стороны
жизни и природы, и создало важнейшую
отрасль этой науки
— экономическую географию, то столь
же справедливо вве­дение
и термина геохимической географии…»
17 .

Чрезвычайно
важным является экономико-географическое,
на­ряду с геологическим и технологическим,
изучение районов полез­ных
ископаемых. При проведении географических
работ в геохи­мических
узлах, как об этом писал А. Е. Ферсман,
необходимо определить:

точное
географическое положение района
месторождения
и
взаимоотношение его с путями сообщения,
железнодорожными
пунктами,
крупными населенными центрами;

общие
климатические условия района
(температура и ее
колебания,
осадки, ветры и их направления и т. д.);

выяснение
возможностей транспорта и наиболее
выгодные
направления
как для вывоза полезных ископаемых,
так и для связи
с
центральными хозяйственными районами;

обеспеченность
рабочей силой, возможности для
хозяйст­
венного
освоения данных районов и для организации
рабочих поселков (и их снабжения);

вопросы
водоснабжения как самого предприятия,
так и рабочих
поселков;

вопросы
энергетики, наличие местных источников
топлива
или
других видов энергии; возможность
связей с крупными линиями
электропередач;

7)
наличие строительных и дорожных
материалов, нужных для организации
выработок и для жилого и промышленного
строи­тельства.

Самое
же главное, что может дать экономико-географ,-
это совместно
с технологами и экономистами определить
и обосновать экономически
пути комплексного использования
ископаемого сырья в
определенных геохимических поясах,
участках геохимических по­лей,
геохимических узлах, или обычно
сочетаниях того, другого и третьего.

В
капиталистических странах в комплексных
по своей природе металлогенических
(рудных, геохимических) поясах и узлах
извле­каются
преимущественно только те полезные
ископаемые, которые приносят
максимальную прибыль. Те же «спутники»
ценнейших полезных
ископаемых, которые сегодня не сулят
максимальной прибыли,
идут в отвал или выпускаются в воздух
(газы).

В
социалистическом обществе новые
общественные отношения, высшая
техника и бережное использование земных
недр позволяют комбинированно
использовать сырье и топливо.
«…Комбинирован­ное
использование полезных ископаемых не
есть арифметическое сложение отдельных
различных производств — это
технико-эконо­мическая
задача огромного значения, это
хозяйственно-орга­низующий
принцип отдельных территорий Союза» 18 ,
— писал.А.
Е. Ферсман.

Рудные
(геохимические) пояса, зоны и наиболее
богатые уча­стки
щитов и платформ и особенно геохимические
узлы являются в
ряде случаев «ядрами» (базами)
экономических районов раз­ных
стран. Вместе с тем надо подчеркнуть,
что производительные силы
горнопромышленных экономических
районов нельзя рассма­тривать
как простое отражение («слепок»)
комплексов их полез­ных
ископаемых. Полезные ископаемые
открываются и исполь­зуются
в промышленности обычно не сразу все,
а постепенно, во многих
случаях в течение длительного времени,
в зависимости от тех
или иных экономических требований
общества, от развития техники,
исторической последовательности
заселения района, строи­тельства
путей сообщения и т. д. Сначала возникают
одни произ­водственные
звенья экономического района на базе
местного сырья и
топлива, затем другие, причем история
хозяйственного развития горнопромышленных
районов говорит, что во многих
капиталисти­ческих странах появление
новых звеньев на основе вновь открытых
полезных ископаемых происходило в
жестокой борьбе со старыми отраслями
промышленности.

При
современном уровне развития
производительных сил со­циалистического
общества возможно рождение «на пустом
месте» сразу
крупного производственного комплекса,
использующего не отдельные
виды природных ресурсов, а их сложное
сочетание. При­меры
многочисленны в восточных районах
СССР.

А.
Е. Ф с р с м а н. Избр. труды, т. 2, стр.
215.

А.
Е. Ф с р с м я
и.
Избр. труды, т. 2, стр. 569.

Экономические
потребности страны и отдельных ее
районов приводят
к тому, что в процессе развития
горнопромышленных районов и центров
различные, связанные друг с другом
инду­стриальные
производства опираются не только на
местное, но и на
привозное минеральное сырье и топливо,
так как требования развивающегося
современного крупного индустриального
производ­ства шире, чем природные
сочетания полезных ископаемых самого
богатого ресурсами геохимического
узла. Возникает необходимость привлечь
со стороны недостающие виды минерального
сырья и топлива,
причем само понятие «недостающие»
связано прежде всего
с путями развития хозяйства конкретного
экономического района.

При
рассмотрении проблем комплексного
использования мине­рального
сырья и топлива той или иной целостной
в геохимиче­ском
отношении территории надо также иметь
в виду, что при­родные
пропорции различных полезных ископаемых
часто не удовлетворяют потребностям
общества, сдерживают развитие от­дельных
промышленных производств. Для развития
промышлен­ности
в большинстве случаев нужны иные —
экономические (про­изводственные)
пропорции сырья и топлива. Конечно,
весьма бла­гоприятно
для развития индустрии, когда на том
или ином его этапе
экономические потребности полностью
удовлетворяются при­родными
пропорциями минерального сырья и
топлива. В против­ном
случае нужны дополнительные средства
на преодоление труд­ностей,
связанных с особенностями сочетаний
природных ресурсов, в
частности на доставку недостающих
ресурсов из других геохими­ческих
поясов и узлов.

В
качестве примера комплексного
использования ископаемых ресурсов
горнопромышленного экономического
района можно наз­вать Донецкий
бассейн, где добывают каменный уголь,
поваренную соль,
известняки, огне- и кислотоупорные
глины, ртуть, кварцевый песок.
Однако этих ресурсов недостаточно для
развития современ­ного
индустриального Донбасса. В Донбасс
ввозятся: криворож­ская
железная руда, никопольский марганец
и другие «спутники» железа
для развития черной металлургии. На
дешевом топливе Донбасса
выплавляется цинк из привозного
цинкового концен­трата,
а отходящие сернистые газы и привозные
уральские колче­даны
служат сырьем для получения серной
кислоты. В свою оче­редь,
эта кислота необходима для производства
минеральных удобрений
на базе отходов коксования угля и
привозных Кольских апатитов.
Индустриальный Донбасс имеет определенную
экономи­ческую
структуру взаимосвязанных производств,
структуру разви­вающуюся,
в которой одно звено вызывает необходимость
появле­ния других, все более сложных.

С
комплексным использованием минеральных
ресурсов нераз­рывно
связан вопрос о включении в производство
низкосортных (бедных)
видов ископаемого сырья и топлива.
Далеко не всегда экономически
целесообразно привозить издалека
богатое сырье и

топливо;
в очень многих случаях выгоднее
использовать более бедное,
но местное сырье и топливо. Особенно
большое значение имеет
использование местного топлива для
электрификации. В.
И. Ленин в «Наброске плана научно-технических
работ» (апрель
1918 г.) придал этому большое значение:
«Использование непервоклассных
сортов топлива (торф, уголь худших
сортов) для получения
электрической энергии с наименьшими
затратами на добычу
и перевоз горючего» 19 .

Богатое
сырье и первоклассное топливо есть в
недрах далеко не
всегда там, где оно нужно для производства.
Низкосортное же сырье
и непервоклассное топливо можно найти
и использовать для хозяйства
более или менее повсеместно и избежать
дальних доро­гих
перевозок более богатого сырья и
топлива. Непервоклассное топливо
может быть весьма дешевым, особенно
если его запасы велики
и топливо залегает близко к поверхности
(бурые угли, сланцы)
или на поверхности (торф). Поэтому его
выгодно добы­вать
и использовать на месте добычи в топках
электростанций и для
производства химических продуктов, а
электроэнергию пере­давать
по проводам в центры ее крупного
потребления. Особо надо отметить,
что развитие химической промышленности
позволяет превращать
многие виды бедного сырья в богатые,
когда она на­ходит
в нем ценные для себя компоненты.

Далее,
богатых источников сырья и топлива
имеется не всегда много;
надо смотреть далеко вперед и вовлекать
в производство уже
теперь низкосортные источники сырья
и топлива, во многих случаях
по абсолютным запасам очень большие.
Современная про­мышленность
является крупным потребителем полезных
ископае­мых,
и если бы она основывалась только на
одних богатых место­рождениях,
то не смогла остаться столь крупной и
увеличивать свою
продукцию. Вот почему проблема
использования неперво-классных
сортов топлива и бедных источников
сырья имеет боль­шое
практическое значение.

Вместе
с тем, конечно, богатые источники сырья
и топлива имеют
очень большое экономическое значение.
В настоящее время, когда
происходит экономическое соревнование
стран социализма с
капиталистическими странами, когда
выигрыш во времени при­обретает
огромное значение, становится весьма
важным самое ши­рокое
использование первостепенных, богатых
источников сырья и
топлива. Не случайно, что планы развития
народного хозяйства СССР
предусматривают создание новых
промышленных центров и
районов на базе наиболее богатых
месторождений сырья и де­шевого
топлива. Социализм приближает свою
промышленность к
источникам сырья и топлива, решительным
образом географи­чески
перераспределяя производство и тем
самым, добиваясь более высокой
производительности общественного
труда. В отдаленных от
мест основного производства центрах
добычи руд л других ви-
В. И. Лепи л. Поли. собр. соч., т. 36, стр.

дов
сырья трудно рассчитывать на комплексное
использование этого
сырья. Напротив, когда промышленность,
в том числе и об­рабатывающую,
приближают к природным базам сырья и
топлива, возможности
комплексного использования ресурсов
сильно воз­растают.

Комплексное
использование всех минеральных ресурсов
страны (экономического
района) увеличивает общую производительность
общественного труда, сокращает
потребности в капитальных вло­жениях
для достижения запланированного объема
производства, позволяет
ликвидировать нерациональные перевозки
сырья и топлива.

Комплексное
использование ресурсов земных недр в
социали­стических
странах выступает не только в качестве
орудия всесто­роннего
освоения естественных богатств, но и
правильного разме­щения производительных
сил по территории страны, обеспечиваю­щего
быстрейшее расширенное социалистическое
воспроизводство. А.
Е. Ферсман правильно писал: «География
промышленности есть
в значительной степени география
комбинированного исполь­зования
местного сырья… Комплексная идея есть
идея в корне экономическая, создающая
максимальные ценности с наименьшей
затратой
средств и энергии, но это идея не только
сегодняшнего дня,
это идея охраны наших природных богатств
от их хищниче­ского
расточения, идея использования сырья
до конца, идея воз­можного
сохранения наших природных запасов на
будущее» 20 .

Таким
образом, комплексное
использование сырья и топлива является
одним из законов развития
социалистической промышлен­ности.
Наука, открыв этот закон и глубоко
разработав его, должна уметь
применить его на практике, т. е. бороться
за комплексное использование
богатств земной коры и других природных
ресур­сов,
доказать и обеспечить его экономическую
целесообразность.

Глава X. ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

IX 5. Время формирования залежей

С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти вопрос о времени формирования залежей может решаться на геологической основе с использованием геохимических и физических параметров нефти. К числу таких данных относятся: возраст вмещающих пород, время формирования ловушек, вступления вмещающих толщ в ГЗН и др. При этом необходимо отметить, что образование залежи не является кратковременным процессом, а происходит в течение длительного геологического времени (миллионы лет).

Залежь не может быть древнее толщ, в которых она залегает. При вступлении осадочных толщ в ГЗН начинается массовая миграция углеводородов из нефтематеринских толщ. Этот временной интервал является наиболее благоприятным для образования скоплений нефти и газа. Залежь не может быть древнее ловушки, в которой она залегает. Для определения возраста залежи используется также давление насыщения. Газ не может выделиться в свободную фазу до тех пор, пока давление насыщения не будет равно пластовому. Залежь нефти не могла образоваться при давлении ниже упругости растворенных в ней газов. Следовательно, для залежей нефти давление насыщения может служить критерием глубины и времени их первоначального формирования. Расчеты, в основу которых были положены такие исходные данные, показали, что залежи Самарского Поволжья и Заволжья, залегающие в девонских отложениях, сформировались в каменноугольное время, либо в ранней перми т.е. 250-300млн.лет назад.

Скопления нефти и газа известны в отложениях всех возрастов, начиная от протерозоя до четвертичного отдела. Однако основные запасы их приурочены к осадочным породам определенного возраста, в то время как в породах другого возраста они присутствуют лишь в незначительных размерах. Опыт показывает, что одни и те же отложения высокопродуктивны в одних районах и не продуктивны в других. С позиции осадочно-миграционной теории происхождения нефти такое неравномерное размещение месторождений объясняется литолого-фациальными условиями образовании вмещающих толщ и особенностями тектонического строения и развития конкретной области и района.

Основная часть мировых разведанных запасов нефти сосредоточена в палеозойских и мезозойских отложениях, а основная часть запасов газа — в меловых и кайнозойских отложениях (рис.10). В докембрийских и четвертичных отложениях скопления нефти и газа встречаются весьма редко и в незначительных масштабах.

По данным А.Я. Кремса, в 1954 году в мире нефть добывалась из палеозойских отложений – 33%, мезозойских отложений-19%, кайнозойских отложений-45%. В 1965 году в СССР газ добывался из кайнозоя – 21%, мезозоя – 40%, палеозоя – 39%; нефть из кайнозоя — 8,5%, мезозоя — 7,5%, палеозоя – 74%. С вводом в разработку месторождений Западной Сибири в 1960-х годах, эти соотношения претерпели значительные изменения. Теперь нефть и газ в России в основном, добываются из отложений мезозойской группы.

Для каждого материка и для каждого нефтегазоносного бассейна существуют свои закономерности распределения запасов нефти и газа по стратиграфическим комплексам. Причем основные запасы приурочены к крупным и гигантским месторождениям.

Неравномерное распределение запасов нефти и газа по стратиграфическому разрезу объясняется периодичностью (цикличностью) геологических процессов, а именно — цикличностью процессов накопления органического вещества в осадочных толщах. В тех отложениях, где сконцентрированы максимумы запасов нефти и газа, содержатся и максимальные объемы каменного и бурого угля. Это свидетельствует о том, что нефтегазоносные толщи формировались в периоды расцвета органического мира, в периоды талассократических режимов развития континентов, когда значительная часть их была покрыта относительно мелководными морями, в которых происходило бурное развитие микро- и микроорганизмов. Такие режимы господствовали в девоне, карбоне, в юрском и меловом периодах, в зоцене, олигоцене и миоцене. В отложениях триаса, формирование которых происходило в условиях геократического режима континентов, когда континенты испытывали воздымание и в основном, представляли сушу, нефтегазоносные толщи практически не формировались. В них содержатся минимальные запасы нефти и газа.

X.2. Закономерности размещения нефти и газа по площади. Нефтегазоносные провинции (бассейны)

Нефтегазоносные территории занимают всего лишь около 30% поверхности континентов, остальная территория скоплений нефти и газа не содержит. Нефтегазосодержащие толщи отсутствуют на щитах древних платформ и в пределах горных систем, сложенных геосинклинальными складчатыми метаморфизированными образованиями. На континентах нефтегазоносными являются равнины и низменности, расположенные между горными системами и щитами. В их пределах осадочные толщи залегают на складчатом основании, метаморфизированы весьма слабо или вообще не метаморфизированы, деформированы в пологие складки платформенного типа. Однако месторождения нефти и газа образуются только в осадочных бассейнах, имеющих мощность платформенного чехла не менее 1,5-2,0 км. Только такие бассейны имеет достаточный объем рассеянного вещества для преобразования их в жидкие и газообразные углеводороды в промышленных масштабах.

Под нефтегазоносными провинциями (бассейнами) понимают крупные области длительного погружения, выполненные слабо метаморфизированными осадочными толщами и содержащие месторождения нефти и газа. В настоящее время на континентах и островах земного шара известно около 160 нефтегазоносных бассейнов, которые отличаются друг от друга по своим размерам, возрасту осадочных толщ, по их приуроченности к крупным тектоническим элементам земной коры и другим показателям.

Распространение
минеральных ресурсов подчиняется
геологическим закономерностям. Полезные
ископаемые осадочного происхождения
встречаются в пределах осадочного чехла
платформ, в предгорных и краевых прогибах.
Магматические полезные ископаемые — в
складчатых областях, местах выхода на
поверхность (или близкого залегания к
поверхности) кристаллического фундамента
древних платформ. Топливные имеют
осадочное происхождение, образуют угольные
и нефтегазоносные бассейны (чехол древних
платформ, их внутренние и краевые прогибы).
Крупнейшие угольные бассейны расположены
на территории России, США, ФРГ и других
стран. Нефть и газ интенсивно добываются в
Персидском заливе, Мексиканском заливе,
Западной Сибири.

К рудным относятся руды металлов, они
приурочены к фундаментам и щитам древних
платформ, есть и в складчатых областях.
Страны, выделяющиеся по запасам железной
руды, — Россия, Бразилия, Канада, США,
Австралия и др. Часто наличие рудных
полезных ископаемых определяет
специализацию районов и стран.

Нерудные полезные ископаемые имеют широкое
распространение. К ним относятся: апатиты,
сера, калийные соли, известняки, доломиты и
др.

Для хозяйственного освоения наиболее
выгодны территориальные сочетания
полезных ископаемых, которые облегчают
комплексную переработку сырья,
формирование крупных территориально-производственных
комплексов. Важно рациональное
использование ресурсов — извлечение
максимально возможного количества
ресурсов, более полная переработка,
комплексное использование сырья и т. п.

Полезные ископаемые формировались в
течение всей истории развития земной коры,
вследствие эндогенных и экзогенных
процессов. Вещества, необходимые для
образования Полезные ископаемые, поступают
в магматических расплавах, жидких и
газообразных растворах из верхней мантии,
земной коры и поверхности Земли.
Магматогенные (эндогенные) месторождения
подразделяются на несколько групп. Так, при
внедрении в земную кору и остывании
магматических расплавов образуются
магматические месторождения.

С
интрузивами основного состава связаны руды
хрома, железа, титана, никеля, меди, кобальта,
группы платиновых металлов и др.; к щелочным
массивам магматических пород приурочены
руды фосфора, тантала, ниобия, циркония и
редких земель. С гранитными пегматитами
генетически связаны месторождения слюды,
полевых шпатов, драгоценных камней, руд
берилия, лития, цезия. ниобия, тантала,
частью олова, урана и редких земель.
Карбонатиты, ассоциированные с
ультраосновными — щелочными породами,
представляют собой важный тип
месторождений, в которых накапливаются
руды железа, меди, ниобия, тантала, редких
земель, а также апатита и слюд.

Минералы.
Фото: Rodrigo Gomez Sanz

Осадочные месторождения формируются на дне
морей, озёр, рек и болот, образуя пластовые
залежи во вмещающих их осадочных горных
породах. Россыпи, содержащие ценные
минералы (золото, платину, алмазы и др.),
накапливаются в прибрежных отложениях
океанов и морей, а также в речных и озёрных
отложениях, на склонах долин. Месторождения
выветривания связаны с древней и
современной корой выветривания, для
которой характерны инфильтрационные
месторождения руд урана, меди, самородной
серы и остаточные месторождения никеля,
железа, марганца, бокситов, магнезита,
каолина.

В
обстановке высоких давлений и температур,
которые господствуют в глубоких недрах,
преобразуются ранее существовавшие
месторождения с возникновением
метаморфогенных залежей (например,
железной руды Криворожского бассейна и
Курской магнитной аномалии, золотые и
урановые руды Южной Африки) либо
образуются вновь в процессе метаморфизма
горных пород (месторождения мрамора,
андалузита, кианита, графита и др.).

Наша
страна богата разнообразными полезными
ископаемыми. В их размещении по территории
прослеживаются определённые
закономерности. Руды образовались в
основном из магмы и выделяющихся из неё
горячих водных растворов. Магма подымалась
из недр Земли по разломам и застывала в
толще горных пород на различной глубине.
Обычно внедрение магмы происходило в
периоды активных тектонических движений,
поэтому рудные полезные ископаемые связаны
со складчатыми областями гор. На
платформенных равнинах они приурочены к
нижнему ярусу — складчатому фундаменту.

Разные
металлы имеют различную температуру
плавления. Следовательно, от температуры
магмы, внедрившейся в пласты горных пород,
зависит и состав рудных скоплений.
Крупные скопления руд имеют промышленное
значение. Их называют месторождениями.
Группы близко расположенных месторождений
одного и того же полезного ископаемого
называют бассейнами полезных ископаемых.

Богатство руд, их запасы и глубина
залегания в разных месторождениях
неодинаковы. В молодых горах многие
месторождения находится под толщей смятых
в складки осадочных пород и обнаружить их
бывает трудно.

При разрушении гор скопления рудных
полезных ископаемых постепенно обнажаются
и оказываются близ поверхности земли. Здесь
их добывать легче и дешевле.

К древним складчатым областям приурочены
месторождения железных руд (Западный Саян)
и полиметаллических руд (Восточное
Забайкалье), золота (нагорья Северного
Забайкалья), ртути (Алтай) и др.

Особенно богат разнообразными рудными
ископаемыми, драгоценными и
полудрагоценными камнями Урал. Здесь
находится месторождение железа и меди,
хрома и никеля, платины и золота.
В горах северо-восточной Сибири и Дальнего
Востока сосредоточены месторождения олова
и вольфрама, золота, на Кавказе —
полиметаллические руды.
Полезные ископаемые платформ.

На
платформах рудные месторождения
приурочены к щитам либо к тем частям плит,
где мощность осадочного чехла невелика и
фундамент подходит близко к поверхности.
Здесь расположены бассейны железных руд:
Курская Магнитная Аномалия (КМА),
месторождение Южной Якутии (Алданский Щит).
На Кольском полуострове находятся
месторождения апатитов — важнейшего сырья
для производства фосфорных удобрений.
Однако для платформ наиболее характерны
ископаемые осадочного происхождения
сосредоточенные в породах платформенного
чехла. Преимущественно это нерудные
минеральные ресурсы. Ведущую роль среди них
играют горючие ископаемые: газ, уголь,
горючие сланцы.
Они образовались из остатков растений и
животных, накопившихся в прибрежных частях
мелководных морей и озёрно-болотных
условиях суши. Эти обильные органические
остатки могли накопится лишь в достаточно
влажных и теплых условиях, благоприятных
для повышенного развития растительности.

Крупнейшими
угольными бассейнами России являются:
— Тунгусский, Ленский, Южно Якутский (средняя
Сибирь)
— Кузнецкий, Канско-Ачинский (в краевых
частях гор Южной Сибири)
— Печорский, Подмосковный (на Русской
равнине)

Месторождения нефти и газа сосредоточены в
приуральской части Русской равнины. От
побережья Баренцева до Каспийского моря, в
Предкавказье.
Но самые крупные запасы нефти — в недрах
центральной части Западной Сибири —
Самотлор и др. газа — в северных её районах (Уренгой,
Ямбург и др.)
В жарких засушливых условиях в мелководных
морях и прибрежных лагунах происходило
накопление солей. В Предуралье, в Прикаспии
и в южной части Западной Сибири имеются их
крупные месторождения.

Естественное скопление нефти в недрах называется нефтяной залежью. Практически всякая нефтяная залежь содержит и газ, т.е. является по существу нефтегазовой залежью. В природе встречаются также и чисто газовые залежи, т.е. скопления в пористых породах естественного газа.

Основные известные месторождения нефти и газа сосредоточены именно в осадочных породах. Характерный признак осадочных гор­ных пород — их слоистость.
Данные породы сложены в основном из почти параллельных слоев (пластов), отличающихся друг от друга со­ставом, структурой, твердостью и окраской. Поверхность, ограничи­вающая пласт снизу, называется подошвой,
а сверху — кровлей.

Пласты осадочных пород могут залегать не только горизонтально, но и в виде складок
(рис.1), образовавшихся в ходе колебательных, тектонических и горообразовательных процессов. Изгиб пласта, на­правленный выпуклостью вверх, называется антиклиналью,
а выпук­лостью вниз — синклиналью.
Соседние антиклиналь и синклиналь в совокупности образуют полную складку.

Рис.1.Складка, образованная осадочными породами.

Рис.2.Схемы структурных ловушек.

а — ловушка в сводовой части локального поднятия; б – тектонически

экранированная ловушка в присводовой части локального поднятия.

В России почти 90% найденных нефти и газа находятся в антиклина­лях, за рубежом — около 70%. Размеры антиклиналей составляют в среднем: длина 5… 10 км, ширина 2…3 км, высота 50…70 м. Однако известны и гигантские антиклинали. Так, самое крупное в мире неф­тяное месторождение Гавар (Саудовская Аравия) имеет размеры в плане 225×25 км и высоту 370 м, а газовое месторождение Уренгой (Россия): 120×30 км при высоте 200 м.

По проницаемости
горные породы делятся на проницаемые (кол­лекторы) и непроницаемые (покрышки). Коллекторы
— это любые горные породы, которые могут вмещать в себя и отдавать жидкости и газы, а также пропускать их через себя при перепаде давления. Наилучшими коллекторскими свойствами обладают поровые кол­лекторы.

Неплохими способностями вмещать в себя и отдавать жид­кости и газы, а также пропускать их через себя могут обладать и дру­гие типы коллекторов. Так, на некоторых месторождениях Саудов­ской Аравии взаимосвязанные системы трещин создают каналы длиной до 30 км. К трещиноватым коллекторам за рубежом приурочено более 50% открытых запасов нефти, а в России — 12%.

Покрышки
— это практически непроницаемые горные породы. Обычно ими бывают породы химического или смешанного происхож­дения, не нарушенные трещинами. Чаще всего роль покрышек вы­полняют глины: смачиваясь водой, они разбухают и закрывают все поры и трещины в породе. Кроме того, покрышками могут быть ка­менная соль и известняки.

Промышленные залежи нефти и газа встречаются лишь в осадоч­ных породах. Нефть и газ заполняют поры и пустоты между отдель­ными частицами этих пород.

Известно, что к осадочным породам относятся пески, песчаники, известняки, доломиты, глины и т. п. Однако в глинистых породах промышленных скоплений нефти не встречается. Глинистые пласты в нефтяных месторождениях играют лишь роль непроницаемых перекрытий, между которыми залегают более пористые породы, насыщенные нефтью, газом или водой. Если бы не было глинистых пород, подстилающих и перекрывающих скопления нефти или газа, то последние рассеялись бы по всей толще земной коры.

Для образования нефтяных и газовых залежей кроме наличия пористых пород, закрытых сверху непроницаемыми пластами, тре­буется еще одно условие: определенные структурные формы пласта. Многолетняя практика эксплуатации нефтяных и газовых залежей показала, что в ненарушенных (горизонтальных) пластах нефть и газ не встречаются, все скопления их находятся в различных складках.

Наиболее распространены и имеют наибольшее значение в строении нефтяных и газовых залежей структурные формы антиклинального типа и структурные форм связанны с моноклинальным залеганием пластов. Большинство нефтяных и газовых залежей мира приурочено именно к этим структурным формам.

На рис. 1 представлена схема нефтегазовой залежи пластового типа. Ее основными элементами и параметрами являются геометри­ческие размеры и форма, а также положение внешних и внутренних контуров нефтеносности и газоносности.

Рис.3.Схема нефтегазовой залежи пластового типа

1 – внутренний контур газоносности; 2 – внешний контур газоносности;

3 – внутренний контур нефтеносности; 4 – внешний контур нефтеносности.

Линия пересечения поверхности водонефтяного контакта с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности, а с подошвой пласта — внутренним контуром нефтеносности.

Скопление свободного газа над нефтью в залежи называется газовой шапкой.

Линия пересечения поверхности нефтегазового раздела с кровлей пласта представляет внешний контур газоносности, а с подошвой пласта — внутренний контур газоносности.

Кроме залежей нефти и газа пластового типа встречаются также массивные нефтяные или газовые залежи, приуроченные к крупным массивам или рифам, сложенным обычно известняками. Существуют также пластовые экранированные и литологически ограниченные залежи нефти и газа.

Постоянными спутниками нефти в нефтяных залежах являются нефтяной газ и пластовая вода. Распределение их по высоте залежи, как видно из схемы на рис. 1, соответствует их плотностям: в верх­них частях антиклинальной или моноклинальной складки находится газ, ниже газа залегает нефть, а последнюю подпирает снизу вода.

Объем пустот в горной породе, состоящих из пор, поровых каналов между отдельными зернами и частицами породы, трещин, каверн и т. п., принято называть пористостью. Численная величина пори­стости определяется отношением общего объема всех пустот в породе ко всему объему породы с пустотами.

Величина пористости различных пород изменяется в весьма широких пределах — от долей процента до нескольких десятков процентов. Так, для изверженных пород пористость колеблется в пределах 0,05 — 1,25% общего объема породы с пустотами, для нефтяных песков — от 18 до 35%, для песчаников — от 13 до 28%. Проницаемость породы зависит от размеров пор и каналов, свя­зывающих эти поры. Чем больше размер пор, тем выше проница­емость и наоборот. Например, глины могут обладать такой же пори­стостью, что и пески, т.е. в единице объема глинистой породы может вместиться столько же жидкости, сколько в таком же объеме песка. Однако вследствие ничтожно малой величины отдельных пор и кана­лов между частицами глины силы сцепления и внутреннего трения в них настолько велики, что движение жидкости или газа в глини­стом пласте почти отсутствует. Глины практически непроницаемы для жидкости и газа.

Кроме геометрического объема нефтяной или газовой залежи, пористости и проницаемости пород, складывающих эту залежь, ее промышленная ценность зависит также от величины пластовой энергии, от качества заключенной в ней нефти и, что особенно важно, — от нефте — и газонасыщенности.

Нефтенасыщенностью (газонасыщенностью) называется отношение объема пор в залежи, заполненных нефтью (газом), к общему-объему пор. Дело в том, что в порах нефте- или газосодержащей породы всегда содержится вода, остающаяся неподвижной в процессе-эксплуатации залежи. Эта вода «связана» с породой вследствие действия сил сцепления породы с водой. Установлено, что из общего объема пор нефтесодержащей породы нефтью бывает заполнено от 60 до 90% пор, остальной: объем пор заполнен водой.

Совокупность залежей неф­ти и газа, расположенных на одном участке земной поверхности, представляет собой нефтяное или газовое месторождение.

На рис.4 схематично изображено многопластовое нефтегазовое месторождение антиклинального типа. В этом месторождении пласт А —
чисто газовый, пласты Б и В —
нефтяные. Верхняя часть пласта Б заполнена газом, а снизу нефть подпирается пластовой водой.

Рис.4.Схема нефтегазового месторождения.

Ценность любого месторождения нефти и газа
в первую очередь определяется величиной запасов основных полезных ископаемых, которые слагаются из запасов выявленных в его пределах залежей.

Особенности залегания нефти и газа
в недрах требуют проведения исследований, направленных на изучение:

1) флюидов основных полезных ископаемых (нефти
, газа
, конденсата), попутных полезных ископаемых (подземных вод), а также содержащихся в тех и других полезных компонентов;

2) пород-коллекторов в пределах ловушек, пустотное пространство которых служит вместилищем флюидов;

3) условий залегания флюидов в ловушках;

4) основных особенностей залежей, определяющих условия их разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовое давление, дебиты нефти
, газа и конденсата, гидропроводность пластов и т. д.);

5) процессов, протекающих в недрах при формировании залежей и их разработке.

ФЛЮИДЫ

Нефть, газ и конденсат представляют собой природные смеси углеводородных и неуглеводородных соединений.

НЕФТЬ — природная смесь, состоящая преимущественно из углеводородных соединений метановой (СпН2п+2), нафтеновой (СпНап) и ароматической (СпН2п-2) групп, которые в пластовых и стандартных условиях находятся в жидкой фазе. Кроме углеводородов (УВ) в нефтях присутствуют сернистые, азотистые, кислородные соединения, металлорганические комплексы. Кислород в нефтях обычно входит в состав нафтеновых и жирных кислот, смол и асфальтенов. К постоянным компонентам нефти относится сера, которая присутствует как в виде различных соединений, так и в свободном состоянии. В большинстве нефтей
в пластовых условиях в том или ином количестве содержится растворенный газ.

По составу углеводородной и неуглеводородной частей нефти подразделяются на ряд типов, основными показателями которых являются групповой углеводородный состав, фракционный состав, содержание неуглеводородных компонентов, асфальтенов и смол.

По групповому углеводородному составу (в процентах по массе) выделяются нефти метановые, нафтеновые и ароматические.

Фракционный состав отражает относительное содержание (в процентах по массе) различных фракций нефтей, выкипающих при разгонке до 350° С, и масляных фракций (дистиллятов), выкипающих при температуре выше 350 °С.

Свойства нефтей в стандартных условиях существенно отличаются от их свойств в пластовых условиях вследствие повышенного содержания в них растворенного газа при высоких температуре и давлении в недрах. Для подсчета запасов, рациональной их разработки, первичной подготовки, транспортировки и переработки нефтей
свойства их определяются раздельно для этих условий. В стандартных условиях к основным параметрам нефтей относятся плотность, молекулярная масса, вязкость, температура застывания и кипения, а для пластовых условий определяются газосодержание, давление насыщения растворенным газом, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, коэффициент теплового расширения, плотность и вязкость.

ГАЗЫ
— природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе в виде отдельных скоплений либо в растворенном в нефти
или воде состоянии, а в стандартных условиях — только в газообразной фазе. К основным компонентам пластового газа относятся метан и его гомологи — этан, пропан, бутаны. Газ часто содержит сероводород, гелий, оксид углерода, азот и инертные газы, иногда ртуть. Этан при содержании в газе 3 % и более, гелий при концентрации в свободном газе 0,05 % и в растворенном в нефти
газе 0,035 %, а также сероводород при содержании 0,5 % (по объему) имеют промышленное значение.

Важнейшие параметры газа — молекулярная масса, плотность в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, среднекритические температура и давление, коэффициент сверхсжимаемости, объемный коэффициент, вязкость, гидратообразование, теплота сгорания.

КОНДЕНСАТ — природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных
УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различаются по групповому и фракционному составу. К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечисленных выше, относятся также конденсатно-газовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях.

ПОДЗЕМНЫЕ (ПЛАСТОВЫЕ) ВОДЫ образуют с залежами нефти
и газа единую гидродинамическую систему и служат одним из основных источников пластовой энергии. Подземные воды содержат растворенные соли, ионы, коллоиды и газы
. Суммарное содержание в воде растворенных ионов, солей и коллоидов определяет ее основное свойство – минерализацию. Йод, бром, бор, стронций могут содержаться в подземных водах в количествах, позволяющих осуществлять их разработку. Из газов, растворенных в подземных водах, основными считаются СО2, N2, СН4. Для подземных вод определяются также плотность, вязкость, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, величина поверхностного натяжения.

ПРИРОДНЫЕ РЕЗЕРВУАРЫ

Природным резервуаром (по И.О. Броду) называется природная емкость для нефти
, газа и воды, внутри которой они могут циркулировать и форма которой обусловлена соотношением коллектора с вмещающим его (коллектор) плохо проницаемыми породами.

Нефть и газ аккумулируются в пустотном пространстве пород-коллекторов природных резервуаров в пределах ловушек, образуя естественные скопления. Ловушками нефти
и газа называются части природных резервуаров, в которых благодаря различного рода структурным дислокациям, стратиграфическому или литологическому ограничению, а также тектоническому экранированию создаются условия для скопления нефти и газа.

Строение природных резервуаров определяется их типом, вещественным составом слагающих их пород, типом пустотного пространства пород-коллекторов и выдержанностью этих пород по площади.

Различают три основных типа резервуаров: пластовые, массивные и литологически ограниченные. Они могут быть сложены породами разного вещественного состава: терригенными, карбонатными, эвапоритовыми, вулканогенными. Особую роль при этом играет и цементирующее вещество породы — коллектора.

Породы — коллекторы разного вещественного состава характеризуются соответствующим типом пустотного пространства — поровым, трещинным, кавернозным, смешанным в разных сочетаниях, что в целом определяет его структуру.

Величина пустотного пространства оценивается в долях единицы следующими коэффициентами:

Пустотность в целом – k п у с т

Пористость – k п

Трещиноватость – k т р

Кавернозность – k к а в

Вторичная трещиноватость – k в т. п у с т

Вторичная кавернозность – k в т. п у ст

Под пустотностью понимаются все виды пустот в породах, образованных порами, кавернами и трещинами:

k п у с т = k п + k т р + k к а в

В поровом коллекторе по сообщаемости пор друг с другом различают пористость общую, открытую, закрытую, оцениваемые соответственно коэффициентами k п общ, k п о, k п з.

k п о б щ = k п о + k п з

Водонасыщенные породы характеризуются коэффициентом водонасыщенности

k в = k в о + k в п,

где k в п – коэффициент подвижной водонасыщенности.

Коэффициентом нефтенасыщенности kн (газонасыщенности kг) называется отношение объема нефти (газа), содержащейся в открытом пустотном пространстве, к суммарному объему пустотного пространства. Часть открытого пустотного пространства в зонах предельного насыщения нефтяных (газовых
) залежей занята остаточной водой. Ее доля в открытом пустотном пространстве оценивается коэффициентом остаточной водонасыщенности kво.

В нефтенасыщенном коллекторе

k в о + k н = 1

Соответственно в газонасыщенном
коллекторе

k в о + k г = 1

Если вместе с остаточной водой содержится и остаточная нефть, то

k в о + k г + k н = 1

В переходных зонах доля пустотного пространства, насыщенного водой, возрастает за счет подвижной воды. В этих зонах и ниже ВНК насыщение открытого пустотного пространства водой оценивается коэффициентом водонасыщенности k в.

Соответственно

k в + k н = 1; k в + k г = 1

Минимальные значения параметров, характеризующих насыщение коллекторов нефтью или газом на контакте нефть — газ (газ — вода), названы граничными значениями. В отличие от них минимальные значения параметров продуктивных пластов, характеризующих породу как коллектор, названы кондиционными значениями.

В трещинном коллекторе емкостные свойства коллектора определяются трещиноватостью, обусловленной системой трещин разной раскрытости, протяженности и пространственной ориентации. Система трещин разделяет породу на блоки непроницаемой матрицы, для которых характерны

k п р. б л = 0 и k п. о. э ф б л = 0

В трещинно-каверновом коллекторе отношение k к а в / k т р составляет 5 – 10, возрастая в закарстованных известняках.

По способности пор принимать, содержать и отдавать свободную жидкость или газ выделяют пористость эффективную, оцениваемую коэффициентом

k п о э ф = k п о (1 — k в о),

где k в о – коэффициент остаточной (несжижаемой) водонасыщенности.

Всем продуктивным пластам в той или иной мере свойственна неоднородность, выражающаяся в изменчивости формы залегания и физических свойств коллекторов в пределах рассматриваемого пласта. Неоднородность продуктивного пласта оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа и характер фильтрации жидкостей и газа
.

Изменчивость формы продуктивного пласта определяется неодинаковой его толщиной (общей и эффективной), расчлененностью, выклиниванием всего пласта и слагающих его пропластков, их литолого-фациальным замещением непроницаемыми разностями, слиянием.

Изменчивость физических свойств продуктивного пласта обусловливается в первую очередь различием его коллекторских свойств: пустотности в целом и ее видов — пористости, трещиноватости, кавернозности. На коллекторские свойства влияют окатанность, отсортированность и упаковка зерен, извилистость и размеры поровых каналов, величина удельной поверхности. Важными свойствами пород — коллекторов являются их плотность и сжимаемость.

УСЛОВИЯ ЗАЛЕГАНИЯ ФЛЮИДОВ В ЗАЛЕЖИ

Любое естественное скопление нефти
и газа
в ловушке называется залежью.

Газ, нефть
и вода в залежи распределяются под воздействием гравитационного фактора, т. е. в зависимости от их плотности. Обычно газ и нефть
занимают верхнюю часть ловушки, а вода подпирает их снизу, заполняя всю остальную часть резервуара. Газ и нефть в свою очередь также распределяются под влиянием гравитационного фактора: газ
как более легкий располагается над нефтью.

Условия залегания нефти
и газа в залежах определяются гипсометрическим положением водонефтяного (ВНК), газоводяного (ГВК) и газонефтяного (ГНК.) контактов; высотой залежи; размерами нефтяной
, газовой, водонефтяной, газонефтяной
и газоводяной
зон, нефтегазонасыщенной толщиной пласта, величинами начальной и остаточной нефтенасыщенности и газонасыщенности пород — коллекторов и их изменением по площади и разрезу; начальными пластовыми давлением и температурой.

ОСНОВНЫЕ ТИПЫ ЗАЛЕЖЕЙ

В зависимости от строения резервуара выделяются следующие основные типы залежей нефти
и газа
: пластовый (рис. 1); массивный; литологически или стратиграфически ограниченный; тектонически экранированный.

Залежь нефти и газа
может быть приурочена к одному изолированному природному резервуару или связана с группой гидродинамически сообщающихся природных резервуаров, в которых отметки газожидкостного и водонефтяного контактов соответственно одинаковы. Во втором случае залежь выделяется как массивная или пластово-массивная.

Рис. 1. Схема пластовой сводовой залежи.

Части пласта: 1 — водяная, 2 — водонефтяная, 3 — нефтяная
, 4 — газонефтяная, 5 — газовая; 6 – породы — коллекторы; Н — высота залежи; Нг, Нн — высоты соответственно газовой шапки и нефтяной
части залежи

КЛАССИФИКАЦИЯ ЗАЛЕЖЕЙ ПО ФАЗОВОМУ СОСТОЯНИЮ УВ

В зависимости от фазового состояния и основного состава углеводородных соединений в недрах залежи нефти и газа подразделяются на (рис. 2):

— нефтяные
, содержащие только нефть, в различной степени насыщенную газом;

Газонефтяные и нефтегазовые (двухфазные); в газонефтяных залежах основная по объему часть нефтяная и меньшая — газовая
(газовая шапка); в нефтегазовых — газовая шапка превышает по объему нефтяную
часть системы; к нефтегазовым относятся также залежи с крайне незначительной по объему нефтяной частью — нефтяной оторочкой;

Газовые, содержащие только газ

— газоконденсатнонефтяные
и нефтегазоконденсатные: в первых — основная по объему нефтяная часть, а во вторых – газоконденсатная (рис. 2).

ОСНОВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ, ХАРАКТЕРИЗУЮЩИЕ УСЛОВИЯ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ

Любая нефтяная или газовая залежь обладает потенциальной энергией, которая в процессе разработки расходуется на вытеснение нефти
и газа
из резервуара (продуктивного пласта). Вытеснение флюидов из залежи происходит под действием природных сил — носителей пластовой энергии. Такими носителями являются в первую очередь напор краевых вод, а также упругие силы нефти, воды, породы; газа
, сжатого в газовых залежах и газовых шапках, и газа, растворенного в нефти
. Кроме того, в залежах действует сила тяжести нефти
.

Характер проявления движущих сил в пласте, обусловливающих приток флюидов к добывающим скважинам, называется режимом залежи. В соответствии с характером проявления доминирующего источника пластовой энергии в процессе разработки в нефтяных залежах выделяют режимы: водонапорный, упруговодонапорный, газонапорный (газовой шапки), растворенного газа и гравитационный, а в газовых залежах — газовый
и упруговодонапорный.

Проявление того или иного режима в залежи обусловлено неоднородностью продуктивного пласта в пределах залежи и вне ее, составом и фазовым состоянием УВ залежи, ее удаленностью от области питания, применяемыми в процессе разработки технологическими решениями. О режимах залежи судят по изменению во времени дебитов нефти
, газа и воды, обводненности продукции, пластовых давлений, газовых
факторов, по продвижению краевых вод и т. п. Условия разработки залежей определяются также многими другими факторами: фазовыми проницаемостями пород, продуктивностью скважин, гидропроводностью, пьезопроводностью продуктивных пластов, степенью гидрофобизации пород, полнотой вытеснения нефти вытесняющим агентом.

Под залежью нефти и газа понимается единичное скопление в одном или нескольких пластах-коллекторах, которые имеют единую гидродинамическую систему. Если скопление УВ достаточно велико и рентабельно для разработки, оно называется промышленной залежью нефти и газа. Следовательно, понятие «промышленная залежь» определяется современным уровнем технологии добычи нефти, газа.

Форма и размеры залежи УВ определяются формой и размером ловушки. Основной параметр залежи- ее запасы, которые подразделяются на геологические и извлекаемые. К геологическим запасам относится все количество нефти, газа, находящееся в залежи в пределах рассчитанной площади (F) и c учетом других параметров. К извлекаемым запасам относится только то количество УВ, которое можно извлечь (поднять на поверхность). Извлекаемые запасы нефти составляют от15 до 80% от геологических запасов, как у нас в стране, так и за рубежом. Онизависят от: 1) физико-химических свойств нефти; 2) свойств коллекторов; 3) методов разработки.

При сочетании благоприятных параметров, например, при маловязкой нефти и высокоемких и хорошо проницаемых коллекторах можно достичь наиболее высокой отдачи пластов, в ряде случаев до 70-80%.

Однако, при сочетании худших показателей по нефти и коллекторам, например, при очень плотной высоковязкой нефти и низко проницаемых карбонатных коллекторах, извлечь более 15-20% нефти из недр практически невозможно.

Большое значение для повышения нефтедобычи имеет применение с начала разработки залежи наиболее эффективных методов воздействия на нефтяные пласты.

Количество извлеченной нефти по отношению к геологическим запасам выражается через коэффициент нефтеотдачи Кн:

Извлекаемые запасы, (т) , -геологические запасы, (т).

Коэффициент нефтеотдачи выражается в процентах или долях единицы. Пределы измерения , как и извлекаемых запасов, составляют от 15 до 80% (0,15-0,8).

Обычно в карбонатных коллекторах колеблется от 0,15 до 0,3; а в терригенных- 0,4-0,5, реже 0,6-0,8. Средняя величина в современных условиях составляет около 0,4-0,45.

Следовательно, более 50% разведанных запасов нефти в основных нефтедобывающих странах остается в недрах неизвлеченными. В связи с этим, перед нефтегазовой промышленностью стоит большая проблема, связанная с наибольшим извлечения нефти из недр. Особенно остро эта проблема стоит в тех регионах, где выявлены значительные по геологическим запасам местоскопления нефти, сложенные мощными толщами слабопроницаемых карбонатных коллекторов, а также залежи плотной вязкой нефти. Кроме того, большие трудности доставляет извлечение легкой, но высокопарафинистой нефти, что снижает нефтеотдачу пластов. Для снижения вязкости нефти и растворения парафина необходимо применение теплоносителей (горячей воды, пара и др.), что технически и экономически в большинстве регионов нашей страны считается неоправданным и практически в широких масштабах не применяется.

В отношении чисто газовых залежей коэффициент газоотдачи может достигать 70-80%, а в отдельных случаях еще выше.

Под местоскоплением нефти и газа понимают совокупность залежей (реже одна залежь), приуроченных к одной или нескольким ловушкам, находящихся в пределах одной локальной площади. На рис. 4. Приведено строение 2-х местоскоплений нефти и газа, связанных с одной (а) и несколькими (б) ловушками.

При расчете контуров залежи нефти и газа по результатам разведки обязательно выполняются геологические построения: структурные карты и геологические профили. Обычно на разведочной площади бурят ряд скважин по профильной системе, затем строят геологические профили, на которые наносят результаты опробывания продуктивных пластов. По геологическим профилям строят структурную карту, на которой показывают контуры нефтеносности и газоносности. В обычных условиях поверхности, отделяющие нефть от воды, газ от нефти или газ от воды, являются практически горизонтальными (на одних абсолютных отметках). Поэтому, контуры нефтеносности и газоносности проводят в соответствии с конфигурацией изогипс пласта. На рисунке 5 приведен геологический профиль через нефтяную залежь, структурная карта нефтяного пласта, а также методика построения структурной карты и определение контуров нефтегазовой залежи.

Поверхность, разделяющая нефть и воду (газ и нефть, газ и воду), называется подошвой нефтяной (нефтегазовой, газовой) залежи или поверхностью водонефтяного(газонефтяного, газоводяного) раздела (контакта) –ВНК, ГНК, ГВК.

Рис. 4. Местоскопления нефти и газа.

Линия пересечения поверхности ВНК скровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности ВНК с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, который выделяется для залежи в пластовом резервуаре. В массивном резервуаре внутренний контур нефтеносности отсутствует.

Высотой залежи (Н)
называется кратчайшее расстояние от подошвы залежи ло ее наивысшей точки. В случае структурной ловушки- антиклинали или купола- наивысшая точка находится в своде в месте перегиба складки. Высота залежи в пластовом резервуаре на антиклинали больше толщины пласта (h)
, ав случае массивного резервуара,наоборот, т.к. нередко в мощной коллекторской толще, например, карбонатном массиве, нефтяная залежь содержится в верхней части массива под покрышкой H
h
/

Рис. 5. Нефтегазовая залежь в профиле и плане.

Длина, ширина и площадь залежи (F)
т.е. ее размеры определяются по ее проекции на горизонтальную плоскость внутри внешнего контура нефтеносности (газоносности).

Для расчета запасов нефти надо знать не общую мощность продуктивного пласта, а эффективную нефтенасыщенную мощность, которая определяется какк средневзвешенная по площади залежи (с учетом этого параьетра по скважинам) суммарная мощность хорошо проницаемых пропластков пласта. Эта величина определяется по данным промысловой геофизики, т.е. геофизических исследований скважин (ГИС).

Скопление свободного газа над нефтью в нефтегазовой залежи называется газовой шапкой (ГШ), которая образуется в том случае, когда давление в залежи равно давлению насыщения ), нефти газом при данной температуре. Если пластовое давление(, то весь газ растворяется в нефти, а если , то образуется ГШ.

Степень заполнения пор нефтью (газом) называется нефтенасыщенностью и измеряется в процентах или долях единицы. Часто коэффициэнт нефтенасыщенности составляет 70-90% (0,Ю7-0,9). Следовательно в пластах в поровом пространстве может заключаться 70-90% нефти и газа, а остальное пространство заполнено остаточной (связанной) водой, т.е. остаточной водой после образования породы, которая обычно бывает связана с породой и является неподвижной.

Для расчета запасов УВ в залежах используют и другие параметры, которые вместе с формулами расчета рассмотрены ниже.

В некоторых случаях в земных условиях при заметном движении воды в продуктивном пласте образуется наклонный ВНК. Он смещается в направлении движения воды. В этом случае контур нефтеносности будет пересекать изогипсы продуктивного пласта.

В ряде случаев в результате действия микроорганизмов на контакте вода- нефть переходная зона нефти в подошве залежи разрушается и поверхность ВНК приобретает волнистый характер.

Коэффициент заполнения ловушки показывает отношение высоты нефтяной (нефтегазовой или газовой) залежи к амплитуде структурной ловушки (локального поднятия). — соответствуетполному заполнению ловушки (100%), а при ловушка заполнена УВ лишь наполовину (50%). В последнем случае количества УВ, поступивших в ловушку, было недостаточно для заполнения всей емкости ловушки.

По генезису ловушек типы залежей подразделяются на несколько классов: структурный, литологический, стратиграфический, рифогенный, смешанный (комбинированный).

Наиболее распространенный в земной коре залежи структурного класса, приурочены к антиклиналям, среди которых выделяются: сводовые, висячие, тектонически-экранированные, блоковые и приконтактные.

Нефть и газ в сводовых залежах обнаруживаются в самых приподнятых частях ловушек. В плане (на структурной основе) форма таких залежей, как правило, овальная или округлая и соответствует форме ловушки.

На рисунках представлены сводовая нефтегазовая залежь на антиклинали простого строения (без нарушений) и сводовая нефтяная залежь, связанная с куполом, нарушенным сбросом, а также сводовые залежи, различающиеся по фазовому состоянию (однофазовые и двухфазовые).

Висячие залежи нефти образуются в районах, где наблюдаются наибольшие напоры пластовых вод (складчатые области и предгорные прогибы). Принципиальная схема висячей залежи приведена на рисунке 7.

Тектонически-экранированные залежи УВ образуются в различных частях структур, где происходит экранирование залежи тектоническим нарушением (см. рисунок).

Блоковые залежи встречаются в тектонически активных районах, характеризуются амплитудой смещения по вертикали по нарушениям, превышающей мощность продуктивного пласта.

поиск по словарю

Скопируйте код и вставьте в свой блог:

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)

Источник: Геологический словарь

ЗАЛЕЖЬ НЕФТИ (ГАЗА)
— естественное скопление нефти (газа) в ловушке, образованной породой-коллектором под покрышкой из непроницаемых п. Обычно под З. н. понимают промышленные скопления нефти (газа). Поверхность, разделяющая нефть и воду, называется подошвой нефтяной (газовой) залежи, или поверхностью водо-нефтяного (газо-нефтяного или газо-водяного) раздела. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с кровлей пласта называется внешним контуром нефтеносности или просто контуром нефтеносности. Линия пересечения поверхности водо-нефтяного раздела с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности, или контуром водоносности. По составу углеводородного скопления залежи могут быть: 1) нефтяные (с растворенным в нефти газом);2) газонефтяные — нефтянаязалежь с газовой шапкой; 3) газовые; 4) газоконденсатные (двухфазовые и однофазовые). Предложено большое количество схем классификации залежей, построенных на разных исходных принципах (Хельквист, 1946; Брод, 1951; Хаин, 1954; Абрамович, 1954; Мирчинк, 1955; Еременко, 1961 и др.). Общепринятой классификации З. н. пока не выработано.

Научно обоснованные поиски, разведка и разработка месторождений нефти и газа невоз­можны без четких знаний об их свойствах, условиях залегания в земной коре и закономерностях их пространственного размещения.

Для того чтобы формировалась залежь нефти или газа, нужны, по край­ней мере, три условия.

1. Нужен коллектор
. Это пористая, проницаемая порода, способная принимать, отдавать нефть, газ, воду. Например песчаники, из­вестняки.

2. Нужен природный резервуар
– естественная емкость для нефти, газа и воды, форма которой обуславливается соотношением коллектора с вмещающими его плохо проницаемыми породами.

Природный резервуар – это коллектор, ограниченный непроницаемыми породами.

3. Н
ужна ловушка
– часть природного резервуара, в которой может формироваться или уже формировалась залежь нефти и газа.

Под залежью нефти и газа подразумевают единичное скопление нефти и газа. Иногда такое скопление называют элементарным, локальным, изоли­рованным и т.д. Это одно и то же. Если запасы нефти или газа большие и их разработка эко­номически оправдана, то они имеют промышленное значение, если невелики – их относят к забалансовым.

Игнатий Осипович Брод – один из учеников академика Губкина – в 1951 г. по характеру природного резервуара выделил три типа залежей, которые прочно вошли в теорию и практику поисковых работ на нефть и газ:

1) пластовые залежи;

2) массивные залежи;

3) литологически ограниченные со всех сторон залежи.

И.О.Брод удачно выделил эти три типа залежей, и его классификация залежей нефти и газа выдержала испыта­ние временем.

Пластовая залежь
– это скопление нефти и газа в пласте-коллекторе, ограниченном в кровле и подошве непроницаемыми породами.

Ловушка для нефти и газа создается сводовыми изгибами пласта. По характеру ловушки выделяют пластовые сводовые

и пластовые экранированные

залежи.

Пластовые сводовые залежи – это залежи в антиклинальных структурах, они чаще всего встречаются на практике. Ловушка в пластовой сводовой залежи образована изгибом перекрывающей покрышки.

Принципиальная схема сводовой пластовой залежи (по Н.А.Еременко):

1 – подошва нефтяной залежи (поверхность водонефтяного раздела); контуры нефтеносносности: 2– внешний, 3– внутренний; 4 – повертность газонефтяного раздела; контуры газоносности: 5 – внешний (контур газовой шапки), 6– внутренний; 7, 8, 9 – соответственно длина, ширина и высота нефтяной залежи; 10 – высота газовой шапки; 11 – общая высота газонефтяной залежи; части залежи: 12– газовая, 13– газонефтяная, 14– нефтяная,15 – водонефтяная

В случае горизонтального положения ВНК контур нефтеносности па­раллелен изогипсам кровли пласта и имеет форму кольца. Сводовые залежи связаны с антиклинальными поднятиями различного генезиса. Они могут быть нарушенными или ненарушенными, или осложненными криптодиапи­рами.

Пластовые залежи могут быть экранированными тектонически, страти­графически, литологически.

Тектоническое экранирование
связано с раз­рывным нарушением, по которому пласт-коллектор как бы срезается. Нару­шение – непроницаемое.

Стратиграфическое экранирование
связано с несогласным залегани­ем одного комплекса отложений на другом. Оно возникает при перекрытии коллекторов, срезанных эрозией, непроницаемыми породами другого возраста. Имеются случаи, когда пласт-коллектор и снизу, и сверху ограни­чен поверхностями размыва.

Одно из крупнейших месторождений мира – Ист-Тексас в США – с из­влекаемыми запасами 810 млн т нефти приурочено к структурному носу на западном крыле поднятия Сабин.

Как пишет А.Леворсен, пересечение двух поверхностей несогласия обу­словило выклинивание проницаемых песчаников вудбайн (верхний мел). Последовавшее затем формирование крупного поднятия Сабин вызвало де­формацию зоны выклинивания проницаемых пород и способствовало обра­зованию ловушки с крупнейшей залежью нефти.

Песчаники вудбайн несогласно перекрыты непроницаемыми отложе­ниями более молодого возраста.

Литологически экранированные
залежи формируются в основном при сокращении вверх по восстанию на склонах региональных поднятий мощности коллектора до практически полного его исчезновения или в ре­зультате ухудшения коллекторских свойств пласта: пористости, проницае­мости и т.д..

Массивные залежи
. Массивные резервуары представлены мощной толщей, состоящей из многих проницаемых пластов, не отделенных один от другого плохо проницаемыми породами.

Массивные залежи связаны с массивными резервуарами. Для формиро­вания массивных залежей имеет значение форма кроющей поверхности ре­зервуара. Нефть и газ насыщают массив в возвышающей части. Форма ло­вушки определяется формой изгиба кровли. Массивные залежи чаще всего образуются в выступах карбонатных пород. Водонефтяной контакт сечет все тело массива независимо от состава и стратиграфической принадлежности неоднородного коллектора.

Группа массивных залежей связана со структурными, эрозионными и биогермными выступами.

Структурные выступы – антиклинали, своды, купола.

Газовые залежи в сеноманских отложениях Уренгойского месторожде­ния и других (Медвежьего, Ямбургского, Заполярного) при­урочены к толще из множества чередующихся песчаных и глинистых пла­стов, перекрытых мощной покрышкой глин турона и вышележащих отложений верхнего мела и палеогена. Песчаники заполнены газом и имеют единый га­зоводяной контакт. Высота сеноманской газовой залежи на Уренгое со­ставляет 200 м, а количество газоносных пластов исчисляется десятками.

Эрозионные выступы
часто встречаются. Они связаны с останцами древнего рельефа. Например, толща известняков и доломитов размылась и была покрыта глинами. В процессе эрозии возник «выступ», который позже захоронился. В нем образовалась залежь нефти.

Биогермные выступы
– это рифы, которые широко распространены в Самарской, Оренбургской, Ульяновской областях и связаны с Камско-Ки­нельской системой прогибов. Для массивных залежей характерно неравно­мерное распределение пористых и проницаемых зон в массиве.

Литологически ограниченные со всех сторон
залежи
.
К этой группе относятся залежи нефти и газа в резервуарах неправильной формы, ограни­ченных со всех сторон слабо проницаемыми породами. Вода в этих залежах играет пассивную роль, не является причиной передвижения нефти и газа к скважинам в случае эксплуатации.

Это многочисленные песчаные бары, береговые валы, линзы песчани­ков. Запасы нефти в них обычно невелики.

Значительное число литологически ограниченных залежей связано с погребенными руслами палеорек. В Самарском Поволжье, имеется «шнур­ковая» залежь на Покровском месторождении нефти.

Песчаные бары возникают в условиях пологого прибрежья, когда не­значительные колебания уровня воды приводят к осушению больших пло­щадей.