загрузка...
загрузка...
На головну

Нерівномірність концентрації запасів нафти і газу, як в локальних, так і в регіональних скупченнях

Про нерівномірність концентрації запасів нафти і газу в локальних скупченнях свідчать такі факти. На Землі відомо 70'000 родовищ нафти і газу різної крупності, які зосереджені в 230 НГБ. При цьому 74,5% світових запасів нафти концентрується лише на 370 великих і унікальних родовищах, запаси яких перевищують 68,5 млн. Т (L.F. Ivanhe (1993) по Ю. Н. Новікову і В. С. Соболєву; 2006).

Про нерівномірність розповсюдження регіональних скупчень нафти і газу свідчить наступне. Унікальні родовища з запасами нафти понад 300 млн. Т і газові родовища з геологічними запасами понад 500 млрд. М3 відомі в 22 НГБ і тільки в чотирьох НГБ зосереджено 70% загальної кількості унікальних родовищ (Ю. Н. Новиков і В. С. Соболєв ; 2006). При цьому тільки в одному Месопотамському НГБ сконцентровано близько половини світових запасів нафти і 35% газу. На цій підставі даний басейн і вважається загальнопланетарну вузлом нефтегазонакопления.

Значні концентрації запасів нафти і газу встановлені також в НГБ Мексиканської затоки, в Європейсько-Североморском НГБ, Західно-Сибірському НГБ і інших. Наприклад, в Західно-Сибірському НГБ зосереджено 72% розвіданих в Росії запасів нафти і 77,5% запасів газу. При цьому нафтові родовища в основному зосереджені в центральній частині Західного Сибіру, а газові родовища - в її північній частині, яка є загальнопланетарну вузлом газонакопичення. При цьому в Західному Сибіру відкрито понад 60 родовищ нафти і газу в породах фундаменту.

Прикладами найбільших родовищ світу є: - нафтові з запасами: Великий Бурган (Месопотамський НГБ) 10,7 млрд. Т; Гавар (Месопотамський НГБ) 10,125 млрд. Т, - газові з геологічними запасами: Уренгойське (Західно-Сибірський НГБ) 10 трлн. м3; Катар-Норд (Месопотамський НГБ) 9,5 трлн. м3; Натуна (саравакского НГБ в Індонезії) 6,0 трлн. м3 та інші.

У зв'язку з великою практичною значимістю великих і унікальних родовищ нафти і газу важливим питанням є виявлення чинників НГБ, що сприяють формуванню таких родовищ.

Серед найбільш загальних і формальних факторів Ю. М. Новіков і В. С. Соболєв (2006) виділяють загальну площу и обсяг осадового чохла НГБ. Ці фактори, на відміну від середньої і максимальної товщини осадового чохла, можна порівняти. Діапазон їх мінливості в НГБ Землі лежить в межах тисячі (103) Раз, в той час як діапазон мінливості товщини осадового чохла не перевищує 5-7 разів.

Крім того, цікавий факт, що переважна частина як великих, так і унікальних родовищ пов'язана з НГБ, які на планетарному профілі «континент-океан» лежать в його центральній частині. При цьому у більшості НГБ частка площі територій перевищує частку площі акваторій. Ця закономірність підтверджує справедливість визначення В. Е. Хаина, що континентальні околиці є «батьківщиною нафти».

Аналіз розміщення унікальних і великих родовищ нафти і газу, проведений Т. П. Кравченко і Б. А. Соколовим 1999 також показав, що їх формування відбувається в ОПБ, для яких характерне тривале і безперервне прогинання, що призводить до накопичення величезних обсягів осадових порід, як морського, так і континентального походження. Крім того, важливими геолого-генетичними умовами є:

- Поєднання процесів генерації і акумуляції УВ в просторі і часі;

- Близьке розташування регіонально поширених нефтематерінскіх порід, з підвищеним вмістом ОВ і великих пасток, розміри яких становлять від кількох сотень до кількох тисяч квадратних кілометрів і часто об'єднаних в єдину зону нефтегазонакопления із загальним контуром нафтоносності і наявністю чудових ємнісне-фільтраційних властивостей;

- Присутність в розрізі надійних регіональних флюідоупорамі, представлених евапоритами, глинами, іноді глинистими вапняками і мергелями з високими екранують властивостями;

- Наявність ділянок з підвищеною тепловою енергією, повторному опусканні і прогріванні нефтегазопроізводящіх порід;

- Нетривалість формування родовищ (за даними М. Хелбуті 1,5-10 млн. Років);

- Порівняно пізніше вступом нефтегазоматерінскіх товщ в осередок генерації (24% унікальних і великих родовищ УВ відкрито в палеогенового-неогенових відкладеннях, 59% - в мезозойських і 13% в палеозойських відкладеннях, але в осередок генерації вони потрапили, як правило, не раніше палеогену) . Наприклад, концентрація великого числа великих і унікальних газових родовищ північній частині Західно-Сибірської плити сталася, поряд з іншими факторами, завдяки формуванню значних за розмірами структурних пасток, пов'язаних з валоподібними і куполовидними поднятиями в кайнозойську еру, і новітньому часу остаточного формування родовищ (В. С. Скоробогатов; 1999).

Наявність в розрізі НГБ вертикальної зональності фазового стану покладів УВ. Ця зональність пов'язана з фазово-генетичної, або термо-барической, зональностью нафто- і газоутворення при проходженні нефтегазоматерінскімі товщами біохімічної зони і головних зон нафто- і газоутворення. Проявляється вона в наступному. Верхні частини розрізу до глибини 1,2-1,5 км містять переважно скупчення сухого газу. Нижче зазначеної глибини до глибини 4-5 км запаси газу скорочуються і збільшуються запаси нафти. Тому в цьому інтервалі глибин розташовуються нафтові, нафтогазові, газонафтових, газові та газоконденсатні родовища (поклади). На глибинах більше 4-5 км знову відбувається збільшення запасів газу і первинного газоконденсату і зменшення запасів нафти. На великих глибинах, понад 6000 м, зустрічаються в основному поклади сухого газу (метану).

Нижня межа поширення нафтових і газоконденсатних родовищ пов'язаний з деструктивним дією високих температур на нафтові УВ, а верхня межа газоконденсатних родовищ - з недостатньо високим пластовим тиском.

Зв'язок родовищ нафти і газу, в тому числі унікальних і великих, з активізованими глибинними розломами, вузлами їх перетину і з областями активного сейсмопроявленія і підвищеної новітньої тектонічної активності. Цим умовам, наприклад, відповідає Іраксько-Іранська НГО, яка є однією з найбільших на Землі за концентрацією унікальних родовищ УВ і розташована в межах складчастого крила Араму прогину.

Регіональна закономірність розміщення родовищ УВ різного фазового стану. Ця закономірність проявляється в тому, що окремі регіональні структурні елементи НГБ характеризуються переважною нефтеносностью або газоносністю. Пов'язана вона з різним складом вихідного ОВ, різним ступенем його катагенеза, термодинамічними умовами міграції та акумуляції УВ, проявом диференціального уловлювання УВ, гіпсометричним становищем зон і областей нафто- і газонакопичення, інтенсивністю і спрямованістю новітніх тектонічних рухів і іншими факторами.

Вертикальна зональність, або закономірність, розміщення родовищ нафти і газу по інтервалах глибин. Ця закономірність простежується при зіставленні виявлених світових запасів нафти і газу з інтервалами глибин їх залягання.

Виявлений діапазон глибин розміщення родовищ УВ лежить в межах від декількох десятків метрів від поверхні до 8000 м. Однак статистика показує, що 90% всіх запасів УВ Землі припадає на глибини від 1 до 3 км. Це так звана оптимальна зона розміщення скупчень УВ. У Росії та ближньому зарубіжжі на цих глибинах зосереджено 95% запасів нафти і 88% запасів газу (О. К. Баженова та ін; 2000). Запаси унікальних і великих родовищ, за класифікацією використовувалася до 1983 р, також укладені в основному на глибинах до 3,5 км. На відносно невеликих глибинах, до 4,5-4,6 км, виявлено та промислові скупчення УВ в фундаменті. Однак це не означає, що великі глибини малоперспективні, оскільки вони ще мало вивчені.

На розміщення родовищ нафти і газу по інтервалах глибин, а також і по стратиграфическим підрозділам, впливає геотектонічного положення НГБ. На древніх платформах основна нафтоносність пов'язана з палеозойскими відкладеннями і найбільша частина запасів нафти розташовується на глибинах до 2,5 км. Максимум запасів лежить найчастіше в інтервалі 1,7-2,2 км. У НГБ, що характеризуються інтенсивним зануренням в мезозої, максимальні запаси нафти знаходиться дещо глибше, в інтервалі 2,0-2,5 км. У басейнах інтенсивного, переважно кайнозойского занурення, поклади нафти розкриваються як на околицях платформ, так і в рухомих поясах на глибинах до 5-6 км і можуть бути зустрінуті глибше.

Залежність масштабів нефтегазонакопления від геодинамічних типів НГП (НГБ). Найбільш продуктивні НГБ розташовуються на периферії континентальних платформ, обмежених складчастими спорудами, на континентальних окраїнах і на переході молодих орогенних систем до океанів. До НГП даних типів приурочено більше 90% числа найбільших родовищ нафти і газу.

Стратиграфическая зональність розміщення родовищ нафти і газу. Стратиграфічний діапазон нафтогазоносності лежить в межах від верхнього протерозою, включно, до четвертинної системи. При цьому в розподілі родовищ нафти і газу спостерігається чотири піку, які мають різну інтенсивність. Перший і незначний пік нафтогазоносності, порядку декількох відсотків від кількості запасів є в венде-кембрії. Далі, в палеозої, спостерігається більш істотний пік нефтеносности (близько 15%), що припадає на девон і пік газоносності (близько 20%), що припадає на кордон карбону і пермі. Головний пік нафтогазоносності проявляється в мезозої і доводиться на крейдяну систему. У ній зосереджено до 40% запасів нафти і 50% запасів газу. Останній пік відзначається в неоген-антропогене (до 15% нафти і до 30% газу). Зсув палеозойського газового максимуму газу щодо нафтового О. К. Баженова та ін. (2004) пояснюють масовим накопиченням гумусового ОВ в кам'яновугільному і пермському періодах і освітою соленосних відкладень великої товщини, які є хорошими флюідоупорамі.

Тут слід зазначити, що в першій половині ХХ ст. пошуково-розвідувальне буріння велося на невеликих глибинах і, відповідно, перше місце за запасами УВ займали кайнозойські відклади. Ймовірно, справжня схема розподілу запасів за глибиною і стратиграфическим підрозділам також може змінитися зі зміною рівня разведанности глибших і древніх горизонтів. Наприклад, зараз передбачаються великі ресурси УВ в тріасових відкладеннях Баренцева і Карського моря. При складанні схеми розподілу газу по глибинно-стратиграфическим комплексам необхідно врахувати його існування у формі газогідратів, ресурси яких зосереджені переважно в молодих відкладеннях і в десятки тисяч разів перевищують ресурси вільного газу.

В. Ф. Раабе (1976) пояснює приуроченість здебільшого світових запасів нафти і газу до мезозойських відкладів порівняно недавнім завершенням в них процесів генерації і акумуляції УВ. У палеозойських відкладеннях ці процеси завершилися набагато раніше і родовища в них багато в чому вже зруйновані, а в кайнозойських відкладах процеси генерації і акумуляції УВ ще тривають.

Закономірності розміщення скупчень нафти і газу в земній корі «-- попередня | наступна --» Уроку з баскетболу
загрузка...
© om.net.ua