Нефтегазоносные бассейны и принципы их районирования

22.09.2019

В качестве нефтегазоносных бассейнов рассматриваются разнообразные по геотектоническому положению и размерам впадины, выраженные в современной структуре земной коры, выполненные относительно мощной осадочной толщей неметаморфизованных пород, содержащей скопления нефти и газа. Распространение последних контролируется геологическим строением и гидрогеологической обстановкой бассейна.

Структурно-седиментационные прогибы, в которых пока неизвестны скопления нефти и газа, но где их можно предполагать, исходя из общегеологических предпосылок, рассматриваются в качестве возможно нефтегазоносных бассейнов.

При рассмотрении территорий, с которыми связаны известные и возможные нефтегазоносные бассейны, различают, с одной стороны, осадочное выполнение бассейна и, с другой, — фундамент бассейна и его обрамление. В отличие от полностью консолидированных пород фундамента, а часто и обрамления в строении слагающих бассейн образований большую роль играют глины, мергели и другие породы, не потерявшие своей пластичности.

В тех случаях, когда в единое прогибание вовлечены разнородные по своей тектонической природе участки земной коры, они рассматриваются в качестве гетерогенных — сложно построенных бассейнов в отличие от относительно однородных по строению — гомогенных бассейнов.

Нефтегазоносные (и возможно нефтегазоносные) бассейны отличаются друг от друга по их геотектоническому положению, особенностям геологического строения и истории геологического развития, по характеру и морфологии обрамления. При всем многообразии нефтегазоносных бассейнов возникновение и сохранение скоплений нефти и газа прежде всего связано с физикохимической обстановкой, существовавшей в современной толще пород, слагающих бассейн.

В каждой нефтегазоносной свите, распространенной на всем протяжении бассейна или в какой-то его части, углеводороды, составляющие нефть и газ, находятся в закономерных соотношениях с водой, насыщающей все пустоты пород. По характеру пустот и условиям перемещения в них подвижных веществ особое место занимают коллекторские породы; перемещение и разделение подвижных веществ — воды, нефти и газа — совершаются в них относительно свободно — по закону гравитации.

Как известно, лучшими коллекторами являются пески, песчаники и трещиноватые известняки и доломиты. Коллекторами могут служить также алевролиты и всевозможные трещиноватые и кавернозные породы как осадочные, так и магматического происхождения. Такие породы, как глины, пластичные мергели, соль, ангидриты, являются слабопроницаемыми породами и не допускают свободного перемещения подвижных веществ, заполняющих имеющиеся в них мельчайшие, преимущественно субкапиллярные, поры. В слабопроницаемых породах перемещение подвижных веществ может происходить лишь по законам молекулярной физики. Слабопроницаемые породы являются разделами между коллекторскими слоями.

Как ныне, так и в процессе предыдущего геологического развития, перемещение воды в коллекторских породах, слагающих природные резервуары, осуществляется путем свободной передачи напора. Выделение из воды, заполняющей природные резервуары, различных солей и связанных с ней углеводородов совершается в результате изменения физико-химической обстановки. В природных резервуарах все соотношения подвижных веществ определяются в основном гравитационным фактором и изменением температуры. В глинистых, глинисто-алевритовых и мергельных породах, не потерявших своей пластичности и обладающих субкапиллярными порами в перемещении и дифференциации подвижных веществ, температура также имеет значение, но здесь основная роль принадлежит геостатическому, т. е. горному, давлению. Геостатическое давление, определяющее напор, под которым находятся подвижные вещества, заполняющие субкапиллярные поры слабопроницаемых пород, определяется весом вышезалегающих пород.

Поскольку удельный вес пород значительно выше удельного веса воды, геостатическое давление всегда выше гидростатического давления, с которым связаны напоры в подстилающих и покрывающих коллекторских породах. При уменьшении размеров субкапиллярных пор в результате геостатического давления из них удаляется слабосвязанная вода, растворенные в ней соли и углеводородные соединения. Поскольку напор в породах, обладающих субкапиллярными порами, всегда больше, чем в коллекторских породах, залегающих примерно на той же глубине, основное перемещение подвижных веществ из слабопроницаемых пород идет как в подстилающие, так и покрывающие их природные резервуары, сложенные хорошо проницаемыми породами. Свободное перемещение подвижных веществ из природных резервуаров сквозь пачки и толщи слабопроницаемых пород может совершаться лишь при наличии перепада давления, т. е. при появлении в слабопроницаемых породах открытых сверхкапиллярных трещин. Открытая же трещиноватость свойственна лишь породам, не обладающим пластичностью. Все горные породы теряют пластичность в процессе их уплотнения и консолидации. Среди слабопроницаемых пород раньше всего консолидируются карбонатные породы и позже всего хорошо отсортированные глины. В глинах открытая трещиноватость появляется лишь при их превращении в аргиллиты и глинистые сланцы.

Вся толща осадочных пород, слагающих бассейн, может быть разделена на ряд литологических комплексов, относительно однородных по соотношению в них природных резервуаров со слабопроницаемыми породами. В тех случаях, когда комплексы эти совпадают с единым стратиграфическим интервалом разреза, они именуются литолого-стратиграфическим комплексом. Примерами терригенных литолого-стратиграфических комплексов могут служить песчано-глинистые толщи средней юры, нижнего мела и среднего миоцина, или в основном глинистая толща олигоцена, выдерживающиеся по литологическому составу на значительном протяжении в ряде районов юга России. В качестве примеров карбонатных литолого-стратиграфических комплексов можно привести известняковые толщи верхнего мела, нижние части мела и верхней юры, сохраняющие свой характер также на значительном протяжении многих районов юга России, или известняково-доломитовые толщи верхнего девона, нижней части карбона и верхнего карбона, широко распространенные на Русской платформе.

В терригенных комплексах, состоящих из ряда пластовых природных резервуаров, отделенных друг от друга слабопроницаемыми породами, миграция и дифференциация подвижных веществ происходят совершенно иначе, чем в мощной толще трещиноватых пород, являющихся единым массивным резервуаром. Вместе с тем как те, так и другие комплексы, переслаивание песчаников с глинами или мощные толщи трещиноватых карбонатных пород должны в целом рассматриваться в качестве водонапорных комплексов, так как напор, определяемый гидростатическим давлением, передается в них свободно.

Примерами терригенных водонапорных комплексов могут быть мощные песчано-глинястые толщи нижнего и нижней части верхнего мела на юге России, среднего и нижней части верхнего девона на Русской платформе и многие другие. Примерами карбонатных водонапорных комплексов могут служить известняковые толщи верхнего мела — нижнего палеогена в Предкавказье, верхней юры — нижнего мела в Предкавказье и в Аквитанском бассейне, известняково-доломитовая толща верхнего девона — нижнего карбона на Русской платформе, олигоцен-миоценовая свита асмари в Иране и др.

В водонапорных комплексах пластичные водоупорные породы, служащие разделами между природными резервуарами, играют подчиненную роль. Поэтому в водонапорных комплексах основное значение имеет свободная передача напоров с перемещением веществ по закону линейной фильтрации, сопровождаемой их дифференциацией внутри каждого природного резервуара. При подчиненном значении и неповсеместном распространении прослоев и пачек слабопроницаемых пород внутри водонапорного комплекса можно считать, что изменение физико-химической обстановки в общем происходит для комплекса в целом, относительно сходно на всем его протяжении в бассейне.

Иной характер соотношения слабопроницаемых пород с коллекторскими породами наблюдается в толщах, сложенных преимущественно слабопроницаемыми породами. Подобные толщи надо рассматривать в качестве водоупорных. Заключенные в водоупорных толщах линзы и выклинивающиеся пласты коллекторских пород играют подчиненную роль. В большинстве случаев они не связаны как друг с другом, так и с залегающими ниже и выше водонапорными комплексами. Поэтому в природных резервуарах, замкнутых литологически со всех сторон, заключенных внутри водоупорных комплексов, напор обычно выше гидростатического, что связано с распространением геостатического давления из прилегающих слабопроницаемых пород. В водоупорных комплексах, состоящих в основном из слабопроницаемых глинистых, глинисто-алевритовых пород, пластичных мергелей или галогенных осадков, процессы перемещения подвижных веществ протекают в виде «ложного движения молекул. Подобная молекулярная миграция всегда сопутствует уплотнению пластичных пород.

Из сказанного следует, что водонапорные и водоупорные комплексы охватывают крупные объемы пород. В состав единого водонапорного комплекса в вертикальном разрезе и тем более на протяжении нефтегазоносного бассейна входит часто целый ряд литолого-стратиграфических комплексов. Шире всего распространены песчано-глинистые, карбонатные и галогенно-терригенные комплексы. Песчано-глиннстые комплексы чаще всего встречаются в нефтегазоносных бассейнах предгорных впадин. Для бассейнов внутриплатформенных впадин характерно сочетание карбонатных с песчано-глинистыми комплексами. Галогенно-терригенные комплексы особенно широко распространены в бассейнах, развившихся в связи с предгорными прогибами палеозойских сооружений, а иногда и в бассейнах, связанных с предгорными прогибами молодой складчатости. Значительно реже залежи нефти и газа встречаются в связи с эффузивно-терригенными комплексами и в различных выступах изверженных и метаморфизованных пород, слагающих фундамент нефтегазоносных бассейнов. Подобные нефтяные месторождения известны в Марокко, Калифорнии, Мексике, Венесуэле и в некоторых других местах.

Различные типы нефтегазоносных бассейнов и отдельные бассейны отличаются друг от друга по сочетанию в их разрезе разных литолого-стратиграфических комплексов и по соотношению водонапорных и водоупорных комплексов. Сходными чертами обладают прежде всего группы бассейнов, близкие по их геотектоническому положению. В качестве примера можно привести нефтегазоносные бассейны, связанные с предгорными прогибами и охватывающие край эпигерцинской платформы юга России — вдоль Крыма, Кавказа и Копет-Дага. Во всех этих бассейнах наиболее широко распространена нефтегазоносность в терригенной толще нижнего мела и нижней части верхнего мела. В ряде районов в тех же бассейнах залежи нефти и газа связаны и с вышележащей карбонатной толщей, охватывающей большую часть верхнего мела, а иногда и нижнюю часть палеогена.

В полосе краевых платформенных бассейнов Европы — Северо-Каспийском и Северо-Европепеком — широко распространена галогенно-карбонатно-терригенная пермская толща. Эта толща часто служит водоупорной покрышкой для подстилающих палеозойских пород. При наличии в верхней ее части терригенных пачек, а также за счет повышенной трещиноватости доломитов она является регионально нефтегазоносной. Пластичность соли создает благоприятные условия для образования в покрывающих ее слоях структурных поднятий, способствующих нефтегазонакоплению, что определяет нередко региональное распространение залежей нефти и газа в покрывающих ее мезозойских отложениях. Сходные условия нефтегазонакопления наблюдаются и в толще пород, слагающих такие бассейны, как Восточно-Венесуэльский и 3ападно-Венесуэльско-Колумбийский, составляющих северную часть предандийской полосы нефтегазоносных бассейнов. Большое сходство ряда литолого-стратиграфических нефтегазоносных комплексов наблюдается и в бассейнах Мичиганском, Иллинойском и Аппалачском, связанных с восточным обрамлением Канадского щита.

В то же время нефтегазоносные бассейны, заполненные сходными литолого-стратиграфичеекими комплексами, могут в значительной мере различаться между собой по условиям формирования химического состава и по режиму подземных вод, а следовательно, и по условиям образования месторождений нефти и газа. Так, например, сходные по геотектоническому положению и по слагающим их литолого-стратиграфическим комплексам Азово-Кубанский, Среднекаспийский и Каракумский нефтегазоносные бассейны в значительной мере отличаются друг от друга по региональной гидрогеологической обстановке. Сказанное связано с совершенно различными соотношениями в них областей питания и разгрузки вод даже для однотипных водонапорных комплексов. Сильно отличаются по этим условиям нередко даже разные части одного и того же бассейна, как это имеет, например, место для мезозойских отложений, слагающих Среднекаспийский бассейн, в котором по региональной гидрогеологической обстановке западная часть бассейна сильно отличается от восточной.

С другой стороны, нередко наблюдается много общего между нефтегазоносными бассейнами, географически весьма удаленными, но сходными по своему геотектоническому положению и структурной характеристике. В качестве примера можно привести бассейны Северо-Каспийскнй и Мексиканского залива. В литературе неоднократно отмечалось много сходных черт этих бассейнов как по слагающим их литолого-стратиграфическим комплексам, так и по распространению сходных типов скоплений нефти и газа.

Условия образования и сохранения залежей нефти и газа в природных резервуарах водонапорных комплексов отличны от условий их возникновения и существования внутри водоупорных комплексов. Тем не менее нельзя отрывать друг от друга отдельные водонапорные и водоупорные комплексы, слагающие области прогибаний, которые могут рассматриваться в качестве сложно построенных артезианских бассейнов.

Общей чертой как всех водонапорных, так и водоупорных комплексов, входящих в состав единого артезианского бассейна, является нарастание напоров и температур, а следовательно, и минерализации вод от краев бассейна к его наиболее прогнутой части. Различие заключается лишь в том, что в коллекторских породах упомянутое изменение происходит в связи с линейной фильтрацией и свободной передачей напоров, а в слабопроницаемых породах — в связи с изменением геостатического давления. Внутри всей толщи пород или между рядом различных водонапорных комплексов возможна гидравлическая связь по разрывам сплошности пород, осложняющим антиклинальные поднятия, флексуры и другие структурные формы, в которые смяты породы на бортах, а иногда и в центральных частях региональных прогибов.

Наличие подобной связи, а главное закономерные изменения в напорах и физико-химической обстановке, существующей в толще пород, слагающей относительно замкнутые впадины, несмотря на перемежаемость природных резервуаров со слабопроницаемыми породами, дает возможность рассмотреть каждую подобную область прогибания как артезианский бассейн в широком понимании этого термина, т. е. как единую водонапорную систему. Исходя из ранее данных определений, такая система при наличии залежей нефти и газа, связанных с несколькими, а иногда и с одним из входящих в ее состав литолого-стратиграфических комплексов, рассматривается в качестве нефтегазоносного бассейна.

Нефтегазоносный бассейн соответствует, однако, лишь только той части артезианского бассейна, где отсутствует интенсивное движение подземных вод, приводящее к промыванию всех возможных ловушек.

Границы артезианского бассейна охватывают значительно большую площадь по сравнению с входящим в его состав нефтегазоносным бассейном. Артезианский бассейн включает площади питания всех водонапорных комплексов. Можно считать, что каждый водонапорный комплекс нефтегазоносного бассейна является лишь частью водоносного комплекса, распространенного в артезианском бассейне и включающего его области питания и части, подвергнутые дренажу. В состав нефтегазоносного бассейна могут входить, лишь те части водоносных комплексов, которые находятся под напором и характеризуются восстановительной обстановкой.

При обнажении в обрамлении бассейна полностью консолидированных пород, слагающих его фундамент, граница артезианского бассейна совпадает с границей распространения осадочных пород, содержащих глины, не потерявшие своей пластичности. В этом случае граница нефтегазоносного бассейна отодвигается внутрь артезианского бассейна и может быть проведена условно по линии, ограничивающей возможное распространение нефтегазоносности в толще пород, слагающей бассейн.

При наличии погребенного структурного раздела между двумя соседними бассейнами, являющегося одновременно погребенным барьером для ряда водонапорных комплексов, по ним может происходить перелив из одного бассейна в другой. Подобные артезианские бассейны, разделенные друг от друга погребенными барьерами, должны рассматриваться в качестве частично замкнутых бассейнов, в отличие от бассейнов, полностью замкнутых со всех сторон, т. е. не сообщающихся друг с другом.

Соотношения между переливами по отдельным водоносным пластам и комплексам, входящим в состав соседних, частично замкнутых бассейнов, могут быть довольно сложными, что зависит от гипсометрии областей их современного питания, от величины погружения наиболее прогнутых частей бассейнов и от ряда других факторов. He исключено, что по одним водоносным пластам и комплексам может происходить приток артезианских вод в рассматриваемый бассейн, а по другим отток из него.

Раздел двух артезианских бассейнов, проходящий по погребенному барьеру, может являться одновременно и границей двух соседних нефтегазоносных бассейнов. Часто к таким погребенным барьерам приурочены месторождения нефти и газа. В качестве примера можно привести вал Карпинского, с которым связан погребенный барьер, разделяющий Среднекаспийский бассейн от Северо-Каспийского. С мезозойскими толщами, слагающими этот вал, связаны многочисленные месторождения газа и нефти. К погребенному барьеру, образованному западнойприподнятой частью Ставропольского выступа, отделяющего Среднекаспийский бассейн от Азово-Кубанского, приурочены крупные газовые месторождения, связанные с палеогеновыми отложениями. Многочисленные, богатые по запасам месторождения нефти известны в связи с Цинцинатским сводом, отделяющим Мичиганский и Иллинойский бассейны от Аппалачского.

Много небольших месторождений нефти и газа связаны и со сводом Венд, отделяющим Пермский бассейн от бассейна Мексиканского залива. Для одного или нескольких водоносных комплексов, входящих в состав артезианского бассейна, существуют области современной инфильтрации и создания напора, области разгрузки и распространения напорных вод, а также зоны, характеризующиеся разной гидродинамической и гидрохимической обстановкой. В то же время совокупность гидрогеологических условий, характеризующих отдельные водоносные комплексы, определяет общие гидрогеологические закономерности, присущие нефтегазоносному бассейну в целом.

В каждом нефтегазоносном бассейне процессы формирования месторождений нефти и газа и последующее сохранение залежей являются результатом известного равновесия в соотношении скоплений нефти и газа с напором и движением подземных вод в ходе истории геологического развития данного участка земной коры, элементом которого является рассматриваемый бассейн.

Процессы образования битумов, из которых выделяются углеводороды, составляющие залежи нефти и газа, связаны чаще всего с глинами, глинистыми алевритами и мергелями. Процесс битумообразования и дифференциации битумов с выделением углеводородных соединений свойственен для пород, слагающих многие водоупорные комплексы. Аналогичный процесс происходит и во многих слабопроницаемых породах, служащих разделами между природными резервуарами водонапорных комплексов.

Залежи нефти и газа формируются в основном за счет углеводородов, выделяющихся из воды, заполняющей природные резервуары. Процесс нефтегазонакопления может совершаться как в тех же толщах, в которых происходит образование битумов, так и в толщах, лишенных битумопроизводящих пород.

Изложенные представления о процессе нефтегазонакопления кладутся в основу выделения сингенетично и эпигенетично нефтегазоносных литолого-стратиграфических комплексов. Первые из них обычно представлены терригенными или терригенно-хемогенными образованиями, возникающими и существовавшими в восстановительной обстановке. Эпигенетически нефтегазоносные комплексы, как правило, сложены преимущественно песчаными или трещиноватыми карбонатными, либо вулканогенными породами, образующими один или несколько природных резервуаров, которые могут заполниться нефтью и газом лишь при геологических условиях, позволяющих проникновение в них углеводородов из битумопроизводящих пород, входящих в состав других комплексов.

Примером сингенетично нефтегазоносных литолого-стратиграфических комплексов могут служить среднемиоценовые и палеогеновые отложения Предкавказья, нижнемеловые отложения юга России, целый ряд горизонтов девона, карбона и перми на Русской платформе и песчано-глинистые толщи юры и нижнего мела, содержащие залежи нефти и газа, в Голландии и ФРГ. В качестве битумопроизводящих пород в упомянутых толщах рассматриваются отложения, образовавшиеся из субаквальных тонкозернистых некарбонатных и карбонатных осадков в условиях преобладания прогибания, так как именно эти особенности определяют наличие восстановительной среды как в процессе осадконакопления, так и при всех последующих преобразованиях. Процесс битумообразования протекает в этих породах лишь в тех случаях, когда среди минеральных частиц находятся в рассеянном состоянии органические вещества, дающие в процессе распада и преобразования, с одной стороны, углистые, а с другой, — битуминозные, в том числе и углеводородные образования. Последним Н.Б. Вассоевичем было присвоено наименование микронефти.

Битумопроизводящих пород почти нет в таких эпигенетично-нефтегазоносных литолого-стратиграфических комплексах, как верхнемеловые известняки, с которыми связаны крупные скопления нефти и газа в Терско-Сунженской и Дагестанской областях восточной части северного склона Кавказа и в Западной Германии. Подобные известняковые толщи подстилаются и покрываются слабопроницаемыми пластичными битумопроизводящими породами, которые питают их углеводородами.

Как с сингенетично-, так и с эпигенетично-нефтегазоносными комплексами, выделяющимися в составе пород, слагающих каждый бассейн, связаны обычно многочисленные залежи нефти и газа.

Месторождения распространяются обычно в связи с более крупным структурным элементом — антиклинальной зоной, антиклинальным блоком, а иногда и частью моноклинали, на которой нефтегазонакопление контролируется выклиниванием или срезанием нефтегазоносной толщи вверх по ее наклону. Месторождения, связанные единством распространения и формирования с линейно вытянутым структурным элементом, следует рассматривать в качестве зон нефтегазонакопления. Месторождения, группирующиеся в связи с блоками различных форм и размеров или в связи с соляными куполами, можно рассматривать в качестве азональных площадей нефтегазонакопления.

Месторождения и объединяющие их площади нефтегазонакопления как зональные, так и азональные могут в пространстве частично накладываться друг на друга, а иногда и пересекаться. Подобное их распространение связано с тем, что месторождения и площади нефтегазонакопления составляются залежами, объединяемыми структурными элементами, часто контролирующими нефтегазонакопление не во всех литолого-стратиграфических комплексах толщи пород, а лишь в некоторых, а иногда даже только в одном из них.

При сложном многоярусном строении крупной антиклинальной складки образование залежей может происходить самостоятельно в каждом структурном ярусе. В качестве примера можно привести Терскую и Сунженскую антиклинальные зоны в передовой складчатости восточной части северного склона Кавказа. В обоих упомянутых антиклинальных зонах мезозойские отложения образуют относительно просто построенные коробчатые складки, в сводовых частях которых известны пластовые залежи в песчано-глинистой толще нижнемеловых отложений и массивные залежи нефти и газа в мощной известняковой толще верхнего мела. Залежи обоих упомянутых литолого-стратиграфических комплексов образуют единую зону нефтегазонакопления.

В тех же антиклинальных складках залежи нефти и газа связаны, кроме того, и с вышезалегающими среднемиоценовыми чокракско-караганскими отложениями. Эти отложения образуют в сводовой части антиклинали самостоятельный структурный ярус, отличающийся от мезозойского яруса сложностью своего строения. В связи с системой разрывов, затухающих в глинистой толще палеогена, миоценовые отложения образуют многочисленные, сложно построенные структурные изгибы. К этим изгибам, имеющим характер небольших по размеру брахиантиклиналей, куполов и отсеченных разрывами моноклинальных и периклинальных секторов, приурочены многочисленные ловушки, благоприятные для накопления нефти и газа. Каждый из таких структурных элементов контролирует существование в связи с ним месторождения, состоящего из нескольких залежей, приуроченных к отдельным песчаным пластам сингенетично-нефтегазоносной среднемиоценовой толщи.

Нефтегазопитающими или нефтегазогенерирующими площадями, т. е. площадями, откуда собираются углеводороды к залежам, входящим в состав как' мезозойской, так и среднемиоценовой зон нефтегазонакопления, служат синклинальные впадины, примыкающие к Терской и Сунженской антиклинальным зонам. Углеводороды, перемещающиеся из битумопроизводящих пород в природные резервуары, подымаются в процессе гравитационной дифференциации самостоятельно в каждом из вышеупомянутых литолого-стратиграфических комплексов к сводам антиклиналей, где и заполняют разнообразные по форме ловушки.

При наличии выклинивания или срезания сингенетично-нефтегазоносных толщ на крыльях подобных антиклинальных складок возможно образование в связи с ними самостоятельных моноклинальных зон нефтегазонакопления. Подобный случай имеет место в передовых складках северо-западного Кавказа, с которыми связаны многочисленные месторождения нефти. Особенно наглядно видно соотношение антиклинальной и моноклинальной зон нефтегазонакопления в Северском районе. Здесь залежи нефти и газа в песчаных пластах нижнепалеогеновых отложений приурочены к сводовым частям сложно построенных антиклинальных складок, образующих единую крупную Калужскую антиклинальную зону нефтегазонакопления.

В более молодых олигоцен-миоценовых отложениях майкопской серии прослеживается на протяжении более 100 км другая зона нефтегазонакопления, связанная с выклиниванием песчаных пластов, образованная многочисленными, литологически экранированными, фестонообразными по форме залежами. Данная зона нефтегазонакопления, начинающаяся на западе в Нефтяно-Ширванском районе, в Северском районе располагается на северном крыле Азовской антиклинальной зоны. Нефтегазопитающие площади для обоих упомянутых зон нефтегазонакопления расположены в глубоком синклинальном прогибе, примыкающем к ним с севера.

В Калифорнии в бассейне Сан-Хоакин с антиклинальной зоной Мидуэй-Сансет связаны также две различные по строению зоны нефтегазонакопления. Нижняя зона нефтегазонакопления антиклинального типа перекрывается моноклинальной зоной нефтегазонакопления с залежами в миоценовых слоях, срезанных несогласно залегающими плиоценовыми отложениями, в которых также известны залежи, экранированные поверхностью несогласия.

В Маракаибском бассейне, в Прибрежном районе Боливар также наблюдается сходное соотношение разных по типу зон нефтегазонакопления. Залежи нефти в нижней части эоцена связаны со сводами брахиантиклинальных поднятий, осложняющих антиклинальную зону. Выше расположены многочисленные залежи в верхнем эоцене, олигоцене и миоцене, приуроченные к моноклинали, срезанной несогласием.

На Русской платформе крупнейшее Ромашкинское месторождение нефти, содержащее ряд залежей в песчаниках девонской терригенной толщи, можно рассматривать одновременно в качестве единой азональной площади нефтегазонакопления, для которой питающей площадью служит прогиб, смежный с Татарским сводом. Выше в отложениях каменноугольного возраста известны многочисленные месторождения нефти с залежами в терригенных отложениях нижнего карбона, связанные е отдельными небольшими поднятиями, осложняющими южную вершину Татарского свода. По существу все эти месторождения с залежами в нижнекаменноугольных отложениях могут быть объединены в общую азональную площадь нефтегазонакопления, располагающуюся над девонской площадью нефтегазонакопления. Обе упомянутые площади нефтегазонакопления отличаются друг от друга по условиям образования и сохранения залежей нефти и газа.

Залежи нефти и газа, входящие в состав месторождений, объединяемых в площади нефтегазонакопления, представляют собой разные по масштабу категории скоплений нефти и газа. Каждая высшая категория объединяет в общем скопления более низших категорий. Ho при этом не исключено, что месторождение может состоять из одной залежи. В приведенном выше примере показано, что крупнейшее но запасам Ромашкинское месторождение девонской нефти следует рассматривать одновременно в качестве самостоятельной азональной площади нефтегазонакопления. Следовательно, хотя упомянутые категории скоплений отличаются качественно друг от друга, но могут быть случаи, когда одно и то же скопление объединяет одновременна черты низшей и высшей категории. Понятие о скоплениях нефти и газа неразрывно связано с понятием о нефтегазопитающих или нефтегазогенерирующих площадях, откуда поступают запасы углеводородов к площадям нефтегазонакопления.

Из рассмотрения отличительных черт, характеризующих толщи пород, слагающие нефтегазоносные бассейны, и принципов ограничения бассейнов следует, что при выделении территорий, которые должны рассматриваться в качестве известных или, возможно, нефтегазоносных бассейнов, в основу кладется совокупность геологических и гидрогеологических признаков, связанных как с современной структурой, так и с историей геологического развития данного участка земной коры. Аналогичные признаки должны быть использованы и для районирования отдельных нефтегазоносных бассейнов.

При районировании нефтегазоносных бассейнов необходимо учитывать, прежде всего особенности геологического строения их различных частей, связанные с особенностями истории геологического развития данного участка земной коры. В пределах бассейнов необходимо выделять части, отличающиеся друг от друга по структуре, истории их геологического развития и по условиям нефтегазонакопления. Примерами таких сложно построенных гетерогенных бассейнов могут служить бассейны Южно-Каспийский, -Среднекаспийский, Северо-Каспийский, бассейны Мексиканского и Персидского заливов и ряд других.

Бассейны, подобные Северо-Каспийскому и Мексиканского залива, объединяют территории, различные по их геотектонической природе. В их состав входят части, подстилаемые разнородно построенным и разновозрастным фундаментом.

Предгорные бассейны типа Среднекаспийского, Азово-Кубанского и Персидского залива охватывают области распространения передовой складчатости молодого горного сооружения, собственно предгорный прогиб и обширную территорию примыкающего к ним разнородно построенного склона платформы, втянутого в общее прогибание.

Несмотря на разнородность строения упомянутых бассейнов, каждый из них представляет собой в современной структуре земной коры единую впадину, с которой связана сложно построенная, но все же единая водонапорная система. При районировании этих бассейнов стоит задача выделения в каждом из них относительно однородных частей, отличающихся друг от друга по строению и возрасту фундамента и по особенности строения осадочной толщи, содержащей нефтегазоносные литолого-стратиграфические комплексы.

Основным элементом районирования сложно построенных бассейнов должны быть области, каждая из которых характеризуется относительно однородным тектоническим строением и присущими ей сходными условиями нефтегазонакопления. Подобным областям может быть присвоено широко распространенное наименование нефтегазоносных областей. Таковыми для Йеверо-Каспийского бассейна будут Волго-Уральская область, охватывающая северную часть бассейна, подстилаемую докембрийским фундаментом, Прикаспийская солянокупольная область, представляющая собой прогиб, образовавшийся в связи с позднепалеозойским горообразованием.

Кроме упомянутых областей, в Северо-Каспийском бассейне может быть выделен еще ряд других областей, меньших по размеру, но также отличающихся друг от друга как по своему геологическому строению, так и по условиям формирования скоплений нефти и газа. В Среднекаспийском бассейне и его южном складчатом борту обычно выделяются Терско-Сунженская и Дагестанская нефтегазоносные области, значительно отличающиеся друг от друга. Несколько областей, отличных друг от друга, может быть выделено также и на платформенном склоне этого бассейна.

В составе значительных по размеру нефтегазоносных областей, при наличии в их пределах частей, несколько отличающихся друг от друга по характеру структурных элементов и по стратиграфическому диапазону нефтегазоносности, выделяются нефтегазоносные районы.

Каждый нефтегазоносный район объединяет одну, а чаще несколько смежных площадей нефтегазонакопления и примыкающих к ним нефтегазосборных площадей.

В тех случаях, когда нефтегазоносные бассейны связаны с относительно просто в целом построенными гомогенными прогибами или грабенами, выделение в их пределах нефтегазоносных областей не рационально. Примерами могут служить Сылвинский, Рейнский, Мичиганский и им подобные бассейны. В таких бассейнах могут выделяться нефтегазоносные районы по тому же принципу, по которому они выделяются в нефтегазоносных областях сложно построенных бассейнов.

Из сказанного следует, что в качестве элементов районирования нефтегазоносных бассейнов надо рассматривать нефтегазоносные области и районы, являющиеся частями бассейнов для всей толщи выполняющих их пород.

Имя:*
E-Mail:
Комментарий:
Информационный некоммерческий ресурс fccland.ru © 2019
При цитировании и использовании любых материалов ссылка на сайт обязательна