Крупнейшие угольные и нефтегазоносные бассейны России.

Уголь. Россия располагает огромными угольными ресурсами, разведанные запасы составляют 11% мировых, а промышленные ресурсы (3,9 трлн. т.) — самые крупные в мире, составляющие 30% мировых.

1) Печорский угольный бассейн — угольный бассейн расположен на западном склоне Полярного Урала и Пай-Хоя, в республике Коми и Ненецком национальном округе Архангельской области. Общая площадь бассейна составляет около 90 тыс. км².

2) Кузнецкий угольный бассейн (Кузбасс) является одним из самых крупных угольных месторождений мира, расположен на юге Западной Сибири, в основном на территории Кемеровской области. Около 56% каменного угля в России и до 80% коксующегося угля добывается именно в этом бассейне.

3) Иркутский угольный бассейн — угольный бассейн, расположенный в южной части Иркутской области России. Площадь 42,7 тыс. км².

4) Донецкий каменноугольный бассейн (Донбасс). В России занимает западную часть Ростовской области.

5) Тунгусский угольный бассейн — наиболее крупный из угольных бассейнов России, занимает часть территории Красноярского края, Якутии и Иркутской области. Географически бассейн занимает большую часть Восточной Сибири (Тунгусская синеклиза). Общая площадь составляет свыше 1 млн. км².

6) Ленский угольный бассейн — расположен в Автономной Республики Якутия и частично в Красноярском крае. Площадь около 750 000 км2.

7) Минусинский угольный бассейн расположен в Минусинской котловине (республика Хакасия).

8) Кизеловский угольный бассейн (КУБ, Кизелбасс) расположен на западном склоне Среднего Урала, в пределах Пермского края.

9) Улуг-Хемский бассейн — угольный бассейн, расположенный на территории республики Тыва. Площадь 2300 км².

10) Канско-Ачинский бассейн — угольный бассейн, расположенный на территории Красноярского края и частично в Кемеровской и Иркутской областях. Добывается бурый уголь.

Российская Федерация является традиционным поставщиком угля на мировой рынок.

Нефть. Подавляющая часть (9/10) добычи нефти сосредоточена в трех нефтегазоносных провинциях: Западно-Сибирской, Волго-Уральской и Тимано-Печорской. Западная Сибирь — главная нефтяная база России, здесь добывается 70% нефти страны. Нефть отличается высоким качеством — много легких фракций, небольшое содержание серы. Основные по запасам и объемам добычи нефти месторождения района (Самотлорское, Усть-Балыкское, Нижневартовское, Сургутское, Шаимское, Мегионское и др.) находятся в последней стадии выработки. Поэтому, ввиду снижения масштабности открываемых месторождений, здесь наблюдается снижение добычи и запасов нефти (степень выработки запасов составляет 33%). Из подготовленных к разработке новых месторождений выделяется Русское на полуострове Ямал.

Волго-Уральская нефтяная база охватывает нефтеносные области, расположенные между р. Волгой и Уральским хребтом (республики Татарстан, Башкортостан, Удмуртия, области — Пермская, Оренбургская, Самарская, Саратовская, Волгоградская, Астраханская). Нефть района отличается большим содержанием серы, парафина и смол, что осложняет ее переработку. Себестоимость добычи нефти невысока, так как она залегает на небольших глубинах (от 1500 до 2500 м) и легко извлекается. Главные нефтяные месторождения: Ромашкин-ское, Альметьевское, Бугурусланское (Республика Татарстан); Шкаповское, Туймазинское, Ишимбаевское, Арланское (Башкирия); Мухановское (Самарская область), Яринское (Пермская область). Ввиду давности и интенсивности эксплуатации объемы добычи нефти падают, степень выработки запасов велика (более 50%).

Тимано-Печорская нефтяная база находится в стадии формирования. Включает много открытых, но неразработанных месторождений, в том числе на шельфовой зоне морей, омывающих европейский Север, на шельфе о. Колгуев (Песчаноозерское месторождение). Доля района в общем, объеме добычи нефти России в перспективе значительно возрастет. Нефть добывается двух видов: легкая — на Тебукском и др. месторождениях и тяжелая — на Ярегском (в районе р. Яреги в Республике Коми), Усинском и др. месторождениях, где добыча ведется не обычным, а шахтным способом. (Это объясняется особыми физическими свойствами ярегской нефти (ее густотой и тягучестью) и климатическими условиями района.)

Разработка нефтяных месторождений происходит в тяжелых, экстремальных природных условиях, поэтому себестоимость добычи нефти высока. Среди разведанных по запасам и добыче выделяются Ухтинское, Усинское, Тебукское, Ярегское, Пашнинское, Возейское месторождения. Ведется подготовка к освоению очень крупного Южно-Хылчуюкского месторождения.

Старейший нефтедобывающий район России — Северный Кавказ (район Чечни, Дагестана, Ставропольский и Краснодарский край). Здесь наблюдается самая высокая степень выработанности нефтяных месторождений (до 80%). Качество нефти высокое, большой процент бензиновых фракций. Главные месторождения: Грозненское, Хадыженское, Избербашское, Ачи-Су, Майкопское. Весьма перспективны в отношении дальнейшего расширения сырьевой базы отрасли и роста добычи нефти в России Восточная Сибирь и Дальний Восток. Здесь открыто много новых месторождений в Лено-Вилюйской впадине (Восточная Сибирь), на Камчатке, Чукотке, в Хабаровском крае, в Охотском море, на суше и шельфе о. Сахалин.

Природный газ. Добыча природного газа сконцентрирована в районах, располагающих наиболее крупными и хорошо освоенными месторождениями.

Особенно выделяется Тюменская область Западной Сибири (90% общероссийской добычи), где расположены крупнейшие в стране и мире газовые и газоконденсатные месторождения — Уренгойское, Ямбургское, Медвежье, Заполярное и др. Велики объемы добычи на Урале в Оренбургской области на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении.

Главной ресурсной базой и основным центром добычи газа на обозримую перспективу и для Газпрома, и для России в целом, остается Западная Сибирь, а именно – Надым-Пур-Тазовский регион и, в перспективе, – полуостров Ямал

Именно месторождения полуострова Ямал являются стратегической сырьевой базой для обеспечения перспективных потребностей страны в газе.

Нефтегазоносные бассейны России

Основными нефтегазоносными осадочными бассейнами России являются: Западно-Сибирский (MZ, KZ), Карского моря (MZ), Волга-Камский (PZ), Предуральский (PZ), Прикаспийский (PZ, MZ, KZ), Тимано-Печорский (PZ, MZ), Баренцевский (PZ, MZ, KZ), Лено-Тунгусский (Rf, PZ), Енисейско-Хатангский (MZ, KZ), Вилюйский (PZ, MZ).

Слабо изучены нефтегазоносные осадочные бассейны Северо-Востока России — Охотский, Притихоокеанский.

Западно-Сибирский бассейн. Поиски нефти и газа начались в 1930-е гг. прошлого столетия. Научной основой целесообразности их проведения явилась гипотеза И. М. Губкина (1932 г.), согласно которой мезозойские угленосные формации Урала простираются к центру Западно- Сибирского бассейна, где переходят в нефтеносные. Положительные результаты были получены лишь в 1953 г. открытием в западной части бассейна небольшого газового месторождения Березово, приуроченного к горизонтам юрских битуминозных глин. Затем в 1960 г. следует открытие в тех же горизонтах, но в юго-западной части бассейна нефтяного месторождения Шаимское. Развернувшиеся в дальнейшем широким фронтом поисково-разведочные работы привели к открытию ряда крупных и уникальных месторождений: нефти — в южных и центральных районах бассейна (Самотлорское с запасами 2,6 млрд т, Мамонтов- ское — 1,3 млрд т), газа и конденсата — в северных (самое крупное в мире Уренгойское — 7,5 трлн м3, Ямбургское — 3,0 трлн м3, Юбилейное — 2 трлн м3 и др.).

Общая площадь бассейна — 3,2 млн км2; более половины ее по данным глубокого бурения оценивается перспективной на нефть и газ. Осадочная толща бассейна мощностью 2—6 км представлена в основном мезозойско- кайнозойскими глинами, играющими роль трансгрессивных покрышек, и многопластовыми слабо сцементированными песчаниками — коллекторами с повышенной пористостью и проницаемостью.

Кайнозойские отложения преобладают в арктических газовых зонах бассейна. Продуктивные залежи приурочены к верхнеюрским и меловым песчано-глинистым формациям. Юрская нефть, в отличие от меловой, — более легкая (0,84 г/см3), малосернистая, с высоким дебитом скважин {п • 102 т/сутки). Основные запасы нефти находятся в южных и центральных районах бассейна (Среднее

Приобье), газа и конденсата — в северных районах. Большая часть запасов нефти и газа сосредоточена в крупных и уникальных месторождениях. Месторождения в целом — высокопродуктивные, с легко проницаемыми коллекторами, с преобладанием легкой нефти, высококачественного, в основном метанового газа.

В юго-восточной части бассейна выявлены нефтегазовые залежи в девонских и каменноугольных карбонатных формациях.

В бассейне открыто более 550 нефтегазовых месторождений; за время эксплуатации (с 1963 г.) добыто около 6,5 млрд т нефти и более 10 трлн м3 газа. Запасы Самотлор- ского месторождения выработаны более чем на 70%.

Бассейн Карского моря. Этот бассейн является продолжением па север литолого-структурных разрезов Западно- Сибирского бассейна, в 1989—1991 гг. открыты перспективные газовые месторождения Русановское и Ленинградское. В меловых терригенных отложениях, слагающих Скура- товский свод, в интервале глубин 1100—2350 м вскрыты многопластовыс залежи газа.

Волго-Камский и Предуральский бассейны. Они образуют Волго-Уральскую нефтеносную провинцию, граничащую на юге с Прикаспийским, а на севере с Тимано-Печорским бассейнами. В этой провинции известно более 100 месторождений с общими запасами 6 млрд т нефти, большая часть которых уже отработана.

Поисковые работы, проводившиеся по инициативе И. М. Губкина, в 1929 г. привели к открытию в Предураль- ском прогибе Верхнечусовского месторождения нефти. Затем в 1930-е гг. в пермских рифовых известняках, перекрытых соленосными толщами, было открыто нефтяное месторождение Ишимбайскос и др. В дальнейшем залежи нефти были обнаружены в карбоновых известняках и девонских песчаниках — коллекторах, перекрытых глинистыми покрышками.

В 1942 г. в пределах Татарского свода было открыто уникальное Ромашкинское месторождение с запасами нефти более 2 млрд т. Накопленная добыча превышает 1,7 млрд т; запасы этого месторождения выработаны почти на 90%. Другими крупными месторождениями нефти этой провинции с запасами п ? 108 т являются Туймазинское, Новоел- ховское, Арланское и др.

В Мелексской впадине на юге Татарского свода в пермских песчаниках содержится около 18 млрд т тяжелой нефти.

Прикаспийский бассейн. Этот бассейн сложен соле- носно-осадочной толщей мощностью 15—20 км и включает уникальные месторождения: газовое Оренбургское, расположенное в зоне сочленения Прикаспийской синеклизы и Предуральского прогиба, и серогазоконденсатное Астраханское в западной части этой синеклизы. Запасы газа в первом из них оцениваются в 2—3 трлн м3, при содержании сероводорода 13—45%; во втором — 300 млрд м3, при содержании H2S 25%.

В Волгоградско-Оренбургской приразломной зоне на сводовом поднятии протяженностью 200 км при ширине 30—50 км в палеозойских терригенно-карбонатных формациях залегает Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение (Казахстан). Продуктивная площадь но изогипсам от -4600 м до -5400 м составляет, соответственно, 230 и 430 км2. В юго-восточной части бассейна открыты два крупных нефтяных месторождения — Тенгизское и Королевское.

Тимано-Печорский и Баренцевский бассейны. Первый из них известен своей нефтегазоносностью с 30-х годов XX в. После открытия в 60-е годы крупных месторождений Усип- ского и Вуктыльского началось его интенсивное освоение, в результате чего было открыто более 160 месторождений (преимущественно нефтяных); годовая добыча нефти и конденсата доведена до 16—10 млн т, газа — до 10 млрд м3.

Большинство месторождений — многопластовые, с высокой продуктивностью и преобладанием карбонатных коллекторов над терригенными. Продуктивная глубина — от 130 до 4400 м. Примечательно, что на Ярегском месторождении тяжелой нефти применялся шахтный способ ее добычи.

Баренцевский бассейн является продолжением разрезов Тимано-Печорского бассейна на шельфе Баренцева моря. В терригенных и карбонатных формациях обнаружено 7 газовых месторождений, среди которых наиболее крупное Штокмановское газоконденсатное месторождение (1968 г.). Оно находится в западной части российской акватории (глубина моря — около 300 м), представлено четырьмя залежами метана в юрских песчаниках на глубинах 1800— 2500 м от дна моря, с дебитами газа 350—470 тыс. м3/сут.

Лено-Тунгузский, Енисейско-Хатангский и Вилюйский бассейны. Они расположены в Восточной Сибири.

Самым древним из них является Лено-Тунгузский бассейн с крупными нефтегазовыми месторождениями в Непско-Батуобинском и других районах. Залежи нефти и газа локализованы в рифейских нижнепалеозойских терригенных отложениях. Газы и нефть характеризуются высоким качеством.

В Енисейско-Хатангском газодобывающем бассейне, расположенном на севере Красноярского края, открыто 10 газовых (Мессояхское и др.) и нефтегазовых месторождений, в том числе половина крупных (Пеляткинское и др.). Разработка залежей газа направлена на газоснабжение Норильского промышленного района.

Вилюйский бассейн расположен в западной равнинной части Республики Саха (Саха (Якутия)). В него входят два нефтегазовых района — Вилюйский и частично Ботуобин- ский. В 1956 г. в мезозойско-пермских отложениях Вилюй- ской синеклизы открыто Усть-Вилюйское газовое месторождение. С 1966 г. ведется его разработка с подачей газа в Якутск. В Ботуобинском районе известно 20 месторождений.

Основные нефтегазоносные бассейны России

Размещено на http://www.allbest.ru/

Самый важный источник энергии — опять же нефть, которая обеспечивает 33,1% мирового энергопотребления. Она обладает высокой энергоемкостью и удобна для транспортировки, что делает ее практически незаменимым энергетическим ресурсом. Среди отраслей экономики в масштабах мира, нефтедобыча и нефтепереработка занимают первое место по денежному обороту.

Нефть очень важна для процветания нации, так как она дает энергию для развития транспортной системы и промышленности. Она также важна для выживания нации, так как в значительной степени влияет на обороноспособность страны. Многие военные машины используют нефть и продукты ее переработки в качестве топлива, поэтому ничего удивительного, что нефть оказывается в центре многих конфликтов.

Нефть делает отдельных людей очень богатыми, приносит огромную прибыль компаниям и может бедные страны превратить в процветающие. Нефть может быть как благословением, так и проклятием. Все зависит от умения стран распоряжаться доставшимся им потенциалом.

Точного количества нефти, оставшегося в земных недрах, точно никто назвать не способен. Тем не менее, по самым оптимистическим прогнозным оценкам, к середине XXI века будет выкачана половина всего мирового нефтяного запаса. Весной 2013 года служба аналитической информации Международной организации кредиторов (WOC) представила результаты исследования соотношения сырьевой базы и достаточности нефтегазового сырья в мире. В своих расчетах эксперты пользовались статистикой и оценками СIA и ОПЕК.

По данным ОПЕК, развивающиеся страны контролируют 2/3 мировых запасов нефти, наиболее необходимого человечеству ресурса, который стремительно истощается. Самая значительная доля мировых запасов нефти находится в Саудовской Аравии и Венесуэле.

Нефтяные запасы Саудовской Аравии эксперты оценили в 262 млрд баррелей. При текущих объемах добычи нефти в стране хватит на 72 года. В запасе у Венесуэлы содержится 211 млрд баррелей, которых хватит на 234 года. На третьем месте по этому показателю Канада (175 млрд баррелей, которых хватит на 26 лет). Далее следуют Иран и Ирак, нефтяных запасов которых должно хватить на 88 и 128 лет, соответственно. На шестом месте Кувейт, которому своего черного золота хватит только на 11 лет.

Запасы нефти в России, по оценкам WOC, находятся на уровне 82 млрд баррелей. Этой нефти РФ хватит на 21 год. Девятое место в этом списке занимает Ливия (46 млрд баррелей хватит на 77 лет), а замыкает первую десятку стран Нигерия (37 млрд баррелей хватит на 42 года).

При пересчете запасов на душу населения лидером становится Кувейт, за ним следуют Объединенные Арабские Эмираты (ОАЭ) и Катар. При текущих объемах доказанных запасов и объемах добычи человечеству хватит нефти примерно на 50 лет.

Согласно последним расчетам компании BP, мировых запасов нефти должно хватить на 54 года. В ежегодном «Статистическом обзоре мировой энергетики» (Statistical Review of World Energy) специалисты BP отмечают, что мировые запасы нефти по итогам 2011 года выросли на 1,9 % — до 1,65 трлн баррелей с пересмотренных 1,62 трлн баррелей в 2010 году.

Ведущим мировым регионом по объемам нефтяных запасов остается Ближний Восток — 795 млрд баррелей, или 48,1 %. Причем лидером по запасам нефти по версии BP является не Саудовская Аравия (как считают в WOC), а Венесуэла. На начало 2012 года доказанные запасы нефти в Венесуэле составили 296,5 млрд баррелей, или около 18 % общемировых запасов. Запасы нефти в Саудовской Аравии в конце прошлого года находились на отметке 265,4 млрд баррелей (16 % от общемировых запасов).

Третье место и здесь занимает Канада с 175,2 млрд «доказанных» баррелей — это 11 % от общемирового показателя. По расчетам Вritish Рetrolerum, Россия на конец прошлого года располагала залежами нефти объемом 88,2 млрд баррелей (12,1 млрд тонн). Показатель вырос на 5,3 % к 2010 году. Стране хватит нефти на 23,5 года. Финансовая группа UBS в своём новом докладе по состоянию дел в нефтяной сфере планеты оценила нефтяные запасы России в 77 млрд баррелей, которых должно хватить на 21 год.

Эти факты указывают на актуальность выбранной темы данной работы.

Объектом исследования является географический обзор основных нефтегазоносных бассейнов России.

Цель работы: описание особенностей наиболее нефтеносных и перспективных бассейнов России.

Задачи работы:

1. Охарактеризовать основные наземные нефтегазоносные бассейны России.

2. Охарактеризовать нефтегазоносные месторождения шельфа.

Структура работы определяется целью и задачами. В главе 1 характеризуются наземные нефтегазоносные бассейны России: Поволжье, Западная и Восточная Сибирь, Тимано-Печора и Северный Кавказ. В главе 2 рассматриваются нефтегазоносные бассейны шельфа Российских морей. В главе 3 дается разработка тематического урока по теме: «География нефтегазоносных бассейнов России» для учащихся 9-10 классов общеобразовательных школ.

>Поволжье.

Новопокурское

Островное

В таблице 3 приведены основные сортовые качества нефтей Западной Сибири.

Таблица 3. Основные сортовые качества нефтей Западной Сибири

№	Названия месторождений и пластов	Плотность, кг/м3	Вязкость кинематическая, мм2/с	Температура застывания, °С	Химический состав нефти. Содержание, %
					Сера	Смола	Асфальтены	Бензин	Керосин	Диз. топливо	Газойль	Остаток
	Восточно-Сургутская, БС10		13,5		1,67		2,5	13,0	14,3	26,8	28,4	31,6
	Мало-Балыкская, АЧ2		9,7		1,1	7,8	0,9	19,5	17,1	29,9	22,6	24,2
	Приобская, БС4-5		10,4		1,2	12,0	2,7	15,2	15,6	27,3	23,6	31,9
	Покачевская, БВ6		5,9		1,2	7,5	0,5	20,3	17,6	30,9	27,2	20,7
	Варьеганская		2,95		0,46	6,5	0,29	30,8	22,0	33,3	21,7	12,9
	Губкинская,БП0		3,3		0,2	4,0	0,12	34,6		30,1	32,2	32,2
	Уренгойская		5,2		0,11	3,5	0,21	24,7	17,8	27,3	38,5	38,5
	Ен-Яхинская		9,2		0,08	3,5		21,4	22,2	37,8	26,6	13,8
	Русская		67,7		0,5	17,8	0,6	0,7	12,0		36,5	36,5
	Новопортовская НП4		9,2		0,13	3,0		18,6		46,4	76,1	8,7
	Бованенковская ТП18		3,36		0,07	1,0		19,8	19,8		30,4	10,0
	Харампурская		5,63		0,12	5,0	0,4	25,9	24,2	38,1	21,2	14,0
	Кальчинская		20,2		0,88		1,46	16,8	14,8	33,1	26,8	22,3
	Ханты-Мансийская		6,6		0,27	5,0	5,3	18,6	20,2	31,4	24,8	24,8
	Нефть экспортная URALS		10,4		1,2	12,0		15,2	15,6	27,3	23,6	31,9

Мезозойско-кайнозойский платформенный чехол имеет объем свыше 8 млн км3. Максимальная мощность осадочного чехла на севере провинции оценивается в 10-15 км. В центральных, западных и восточных районах мощность чехла составляет 2-4 км.

Триасовые отложения принадлежат к платформенному чехлу, но нефти не содержат. В основании нефтегазоносной толщи залегают юрские отложения. Меловая, система слагает основную часть осадочной толщи. Относительно маломощный палеоген завершает разрез. Неоген отсутствует.

Коллекторами нефти и газа являются пески, песчаники и алевролиты, покрышками залежей служат глины. Резервуары пластового и массивного типов. Ловушки, преимущественно структурного типа, реже — структурно-литологического и литологического типов. К настоящему времени на обширной площади провинции открыто свыше 600 нефтяных, газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. Из них более 300 являются нефтяными, свыше 100 — газовыми, 200 — газоконденсатными и нефтегазоконденсатными. Большинство месторождений относятся к многопластовым, с залежами в меловых и юрских горизонтах.

Триасовая система

Наиболее полные разрезы триаса установлены вдоль западного обрамления, частично на юге, а также на крайнем северо-востоке. В других районах триасовые породы лишь частично вскрыты отдельными скважинами. Триасовая система представлена тремя сериями.

1. Туринская серия представляет почти весь триас без рэтского яруса. Она распространена в западных, южных и частично центральных районах Западно-Сибирской плиты. Серия состоит из вулканогенно-осадочных пород мощностью 800-2700 м.

2. Тампейская серия по возрасту аналогична туринской серии и распространена в восточных, северных, северо-восточных и юго-восточных районах. Она сложена терригенными породами (от глин до конгломератов). По материалам сейсморазведки, мощность на севере достигает 6 км.

3. Челябинская серия (рэтский ярус) распространена в прогибах восточного склона Урала. Мощность — 1500-4000 м. На большей части Западно-Сибирской плиты в это время был перерыв в осадконакоплении.

Юрская система.

В интервале нижней — средней юры выделяются заводоуковская и большехетская серии. Заводоуковская серия распространена в западных, южных, центральных и отчасти северных частях плиты. Это континетальные угленосные отложения. На большей части территории эта серия представлена тюменской свитой. Это чередование сероцветных песчаников, алевролитов, аргиллитов с пластами углей, прослоями конгломератов. Мощность изменяется от 0 (в отдельных участках на западе) до 200-400 м, а на севере до 600-700 м и более.

На юго-востоке нижняя — средняя юра представлена макаровской и итатской свитами. Они сложены терригенными породами мощностью до 960 м. На северо-востоке, а возможно и на северо-западе нижняя и средняя юра представлены большехетской серией. Терригенные породы серии накопились в морских и прибрежно-континентальных условиях. Их мощность составляет до 2500 м. Серия расчленена на ряд свит. Эта серия возможно будет обнаружена и на севере бассейна.

Юрская и меловая системы.

Юрские отложения, начиная с келловейского яруса, и меловые представлены чередующимися морскими, солоноватоводными и пресноводными отложениями, которые образуют последовательный ряд серий, отличных по своему генезису. Границы серий не совпадают с границами систем, отделов и ярусов.

В интервале келловейский ярус — валанжин (а в некоторых участках до готеривского яруса) выделяется полудинская серия — сложно построенная морская толща, состоящая преимущественно из глинистых сероцветных (на юго-востоке пестроцветных) пород с прослоями песчаников и алевролитов. На юго-востоке появляются более мелководные прибрежные отложения. Мощность серии от 400-500 м до 1200 м. В разрезе и по площади она включает различные свиты.

В интервале келловей-киммеридж на западе выделяют абалакскую преимущественно глинистую свиту мощностью 30-40 м. На сводах поднятий она замещается более грубообломочными породами — песчаниками, ракушниками, которые образуют вогулкинскую свиту мощностью 0-120 м.

Восточнее, в центральных районах в этом интервале разреза выделяются снизу вверх: васюганская песчано-глинистая свита мощностью 25-120 м и георгиевская, преимущественно глинистая свита, мощностью порядка 20 м.

На юго-востоке васюганская свита замещается песчано-глинистой, преимущественно прибрежно-континентальной по генезису наунакской свитой (келловей-оксфорд). Выше здесь выделяется марьяновская — преимущественно глинистая свита (киммеридж-волжский ярусы). Мощность этих свит 100-125 м.

В интервале разреза волжский ярус — валанжин на западе выделяют: трехозерную и мулымьинскую свиты. По составу это песчано-глинистые отложения, к сводам поднятий появляются прослои конгломератов. Мощность 120 м. Восточнее эти свиты замещаются тутлеймской (волжский ярус — готерив) глинисто-карбонатной свитой. Мощность ее 40-100 м.

В центральных районах в этом интервале разреза выделяется баженовская свита (волжский ярус — берриас). Она соответствует нижней части тутлеймской свиты) представлена битуминозными аргиллитами с прослоями известняков и радиоляритов мощностью 20 — 30 м. В аномальных разрезах баженовской свиты мощность увеличивается до 50 — 100 м за счет появления прослоев песчаников, алевролитов. Выше выделяется мегионская (сортымская) свита, которая соответствует верхней части тутлеймской свиты. Это аргиллиты с прослоями алевролитов, песчаников (возраст берриас — нижний готерив). Мощность 400 — 600 м. В нижней ее части выделяется ачимовская пачка — состоящая из линзовидных тел песчаников, алевролитов. Мощностью до 130 м.

В восточных и юго-восточных районах мегионской свите соответствуют куломзинская и тарская свиты, песчано-глинистые, мощностью 300-450 м.

На северо-востоке плиты полудинская серия (келловей-готерив) снизу вверх включает точинскую (келловей), сиговскую (оксфорд-киммеридж), яновстановскую (киммеридж-берриас) и юрацкую (берриас-готерив) свиты. Разрез их песчано-глинистый, мощность 580-1700 м.

На северо-западе (полуостров Ямал) полудинской серии соответствует ярротинская свита — преимущественно глинистая с песчано-алевритовыми прослоями, образующими новопортовскую толщу. Мощность свиты 200-450 м. Возраст келловей — готерив.

В интервале разреза валанжин — апт выделяется саргатская серия. На западе она сложена преимущественно глинистыми сероцветными породами, в центральных районах — чередованием глин, песчаников, алевролитов. В восточном направлении возрастает роль песчаников. На юге и юго-востоке развиты пестроцветные отложения. Мощность саргатской серии 800-1000 м. Иногда нижние свиты этой серии относят к верхам полудинской серии.

На западе снизу вверх выделяют: алясовскую свиту (берриас — готерив) — аргиллиты с прослоями известников и алевролитов, мощностью 0-200 м; выше леушинскую свиту (готерив — апт) — песчаники, алевролиты, мощностью 230-350 м; кошайскую свиту (апт) — аргиллиты с прослоями известняков, алевролитов, мощностью 10-50 м. В центральных районах всаргатской серии выделяют снизу вверх ванденскую (сургутскую) (готерив — баррем) — песчано-алеврито-глинистую, мощностью 360-470 м; алымскую свиту (апт) преимущественно глинистую, мощностью 40-210 м.

На востоке выделяется вартовская свита (готерив — апт) — песчано-глинистая, мощностью до 600 м. На северо-востоке снизу вверх выделяют суходудинскую свиту (валанжин-готерив) и выше малохетскую свиту (баррем-апт). Мощность суходудинской преимущественно песчано-алевритовой — 80-350 м, малохетской — 170-460 м.

На северо-западе (полуостров Ямал) саргатской серии соответствует танопчинская свита (баррем-апт), по составу она глинисто-песчаная, мощностью до 900 м.

В интервале разреза апт — сеноман выделяется покурская серия (свита). Сложена она осадками опресненных бассейнов и континентальными образованиями. Мощность серии от 500-600 до 900-1000 м. На западе выделяют снизу вверх: викуловскую свиту (апт-альб) — алеврито-песчаную, мощностью 300 м; ханты-мансийскую (альб) — глины с песчаными породами, мощностью 300 м; уватскую свиту (сеноман) глинисто-песчаную, мощностью 300 м.

В центральных, северных и частично южных районах этим свитам соответствует покурская серия (свита) — чередование глин, песчаников, алевролитов. В центральных районах в основании серии выделяют чернореченскую пачку, мощностью 70-90 м. В северных районах иногда в этом интервале разреза выделяют уренгойскую свиту (апт-сеноман) преимущественно песчано-алевритовую. На северо-востоке покурской серии соответствуют яковлевская и долганская свиты — глинисто-песчаные, с прослоями углей и мощностью до 1000 м.

В интервале турон-маастрихт развита дербышинская серия. Она сложена преимущественно морскими отложениями и лишь на юго-востоке развиты континентальные породы. По составу это преимущественно глинистые, глинисто-кремнистые отложения с прослоями алевролитов и песчаников, число которых возрастает в восточном направлении. Мощность серии около 700 м. Она включает ряд свит.

В нижней части выделяется кузнецовская свита (турон), которая широко развита, по составу преимущественно глинистая, на западе, в центре появляются прослои алевролитов, песчаников, на северо-западе-центре — опоковидные глины. Мощность 15-60 м, на севере 180-200 м. На северо-востоке ей соответствует дорожковская свита.

В средней части серии на западе выделяется березовская свита (верхний турон-кампан), сложена она глинами, опоками. Мощность 80-220 м. В центральных районах и на юге березовской свите соответствуют ипатовская (верхний турон — сантон) песчано-алевритовая, мощностью 100 м. и славгородская свита (сантон-кампан) — преимущественно глинистая, мощностью 30-180 м. На северо-востоке им соответствует мессояхская свита.

В верхней части серии на западе, центре и востоке выделяется ганькинская свита (маастрихт) глинисто-известково-мергелистая. Лишь на западе возрастает роль алевролитов. Мощность 70-100 м на западе и 250 м на востоке; на северо-востоке ганькинской свите соответствует танамская.

Итак, юрско-меловой разрез сложен чередующимися морскими, солоновато-водными и пресноводными континентальными отложениями, образующими ряд серий, границы которых не совпадают с границами унифицированных стратиграфических подразделений. Мощность юрских отложений составляет 1200-3000 м, меловых — 2000-3500 м.

Подавляющая часть нефти Западной Сибири сформировалась в мезозойскую эру. Лишь небольшие скопления более ранней девонской нефти встречаются под платформенным чехлом Западно-Сибирской плиты в трещиноватых отложениях девона .

>Восточная Сибирь.

Нефтегазоносные бассейны мира

Введение

Предметом изучения является изучения бассейнов мира, кроме России и СНГ.

Понятия о нефтегазоносном бассейне

Все органическое вещество на планете — Увосфера (ввиде оболочки)

Увосфера

– нефтегазогеологическая провинция (приуроченная к разным тектоническим элементам) – нефтегазоносный бассейн (Волго-Уральский)

– очаг нефтегазообразования

– Месторождения и залежи

– Ловушки и покрышки.

В 1933г. появился термин НГБ (нефтегазоносные бассейны). Как тектонический элемент термин бассейн появился в 1951г. Хайн В.Е. 1951г., Брод И.О. 1953г. Брод связал процессы генерации и аккумуляции нефти и газа.

Вассоевич связал процессы осадконакопления с вертикальной зональностью нефтегазообразования. В 1970г. ввел понятия о нефтегазоносном осадочном бассейне.

Существует несколько общих эмпирических зон размещения промышленных скопления нефти и газа.

1. УВ. Распространены в вулканогено-осадочных породах. На долю KZ-48%; MZ-22%; PZ<30%; PR<1%. Основным условие скопления нефти и газа является присутствие осадочных пород, находящихся или прошедших стадию среднего катагенеза.

2. Нефтегазоносность – это свойство осадочного бассейна, которое появляется на определенном этапе развития. Все впадины и прогибы с мощностью осадков 3,5км. И более являются нефтегазоносными.

3. Осадочные бассейны возникают в следствии движения ЗК. Осадочные бассейны возникают на всех этапах тектогенеза. Без всего учета геологической информации не может служить прямым признаком нефтегазоносности. Площадь бассейна не является главным критерием при оценке нефтегазоносности.

Длительность существования на платформах больше 2-х R. В складчатых областях продолжительность существования бассейна не более 2-х R.

Нефтематеринские толщи в основном аргиллиты и мергели.

Поверхность бассейна совпадает с уровнем океана.

Наиболее благоприятные условия субэквальные.

Вне бассейновое пространство (выступы кристаллических массивов, метаморфич. и магмат. пород, а также зон орогена)

Для выделения границ бассейна используют комплекс геолого-геофизических исследований. 98%залежи нефти и газа приурочена к осадочным породам.

1,5 – 2% связана с магматическими и метаморфическими породами

Нефтегазоносный басен – это область устойчивого и длительного прогибания ЗК, в процессе которого формируется осадочный комплекс (состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания которого обуславливают накопления и сохранность промышленных скоплений нефти и газа.

Основные этапы развития учения о нефтегазоносных бассенов

1. Описательно-эмпический

2. Структурный

3. Структурно-генетический

4. Историко-генетический

1. Все время до начала 20 века отсутствует научная основа нефти и газа. Считалось, что нефть там где находится ее выход. К началу 20 века уже было представление о нефти.

— происхождение нефти и газа (Ломоносов и Менделеев)

— районирование нефтегазоносных территорий

-представление о залежах с антиклинальной структурой

— попытки первых классификаций (классификация структурных скоплений ) Приурочены к песчаникам.

-представление о нефтематеринских слоях.

В середине 19 века стали бурить скв. на нефть и газ. На начало 20 века 18000 скв. и добыто чуть больше > 20 млн. тонн.

51% на Россию

41% на США

2) Связь месторождений с антиклинальными структурами получила вид научной теории (исключительно в предгорьях)

На основе этих взглядов началось масштабно-структурное геологическое картирование в предгорье.

В России в первые появилось представление об образовании нефти за счет РОВ в глинистых породах сапропеливого типа. Именно с этого этапа и возникает органическая теория происхождения нефти.

К концу этапа появляется больше данных о нефтегазоносности пластов. На юге СССР (Кубань, район грозного Ферганин).

Нефтегазообразование – историческое явление, простирающееся в пространственных и временных границах.

3) Появилось представление о распространении нефти и газа в целых континентах. Этап прогресса в нефтегазовой геологии и поисково-разведочных работах. Геология нефти и газа становится самостоятельной дисциплиной (Волго-уральская западная сибирь).

Укрепляются позиции органической теории. Более основательными становятся представления стадийности нефти и газа.

Для образования нефти необходим температурный интервал 65-200 градусов. На глубинах больше 1,5 км.

Время, необходимое для формирования залежи не менее 1 миллиона лет.

Вассаевич четко связал нефтегазообразования со стадиями литогенеза. Он показал, что на ранних и поздних стадиях катогенеза образуется газ, а на средних – нефть, а затем конденсат.

Представления о стадийности нефтегазообразования на этом этапе не имеют широкого применения.

Роль катогенеза еще не понималась, поскольку считалось, что нефть образуется на стадии диагенеза.

На этом этапе существует принцип дифференциального улавливания.

В это же время было показано, что осадочные бассейны различны в условиях платформ и складчатых областей.

В образовании бассейнов участвуют статических и динамические принципы, а в платформенном динамические.

Первые классификации нефтегазоносных бассейнах на тектонической основе.

4) с конца 60-х годов как на суше, так и на море (Западная Сибирь, Днепрово-Донецкий бассейн, западно-Туркменская и средняя Азия, район между уралом и восточной сибирью, южный мангышлак – они выходят на шельф).

Окончательно укрепились позиции с органической теорией. Было продолжено учение о нефтематеринских слоях. В кач-ве материнских пород стали пониматься любые типы породы, необходимым условием орг. Не менее 400гр/м.куб.

В 1967г. Вассаевич предложил осадочно-миграционную теорию нефтеобразования.

Появилось понятие о главной фазе нефтеобразования (ГФН) – условия, температура и давление при которых образуется максимальное кол-во нефти (60-150градусов).

В 1976 Карпович вводит понятие о главной зоне нефтеобразовании.

До МК1-МК3-газ

МК2-нефть

МК4-МК5-конденсат

Подавляющая часть запасов 198 гигантских месторождений мира сосредоточина в интервале 1,5-3 км.

От 2,4 до 3 км по отдельным бассейнам США. Доля нефтяных месторождений 45 %.

3-3,6 км – 37 % — нефть.

3,6-4,2 км – 30% — нефть.

4,2-5,8 км – 18% — нефть.

Более 5,8 км- 11% — нефть.

Стали учитывать роль катагенеза. Стадийность нефтеобразования была связан со стадийностью литогенеза.

Принципиально новый этап изучения осадочных бассейнов

В связи с появление тектоники литосферных плит, до появления тектоники плат развитие осадочных бассейнов рассматривалось как функция осадочных бассейнов (типичный статический фактор).

Были изменены границы осадочных бассейнов. В частности были обнаружены крупные залежи складчатых, надвиговых бортах бассейнов, в передовых и межгорных бассейнах.

Соответственно с этим бассейн стал рассматриваться как динамическая система с учетом горизонтальных и вертикальных движений и их обратимости во времени.

Классификация.

Все классификации разделяют на 3 группы:

1. Тектоническая (отличие складчатых областей)

Процессы нефтегазогенерации различны. Классификация Брода 1964г.

3 типа бассейнов

-платформенные

-равнинные

-межгорные

2) тектонодинамическая (фактор определяющий характер формирования зон нефтегазонакопления)

Несмотря на качественную полноту есть существенный недостаток, применение таких классификаций не дает более высокую степень изученности бассейнов.

3)Историко-генетическая (осадко-миграционная теория)

Бассейн рассматривается как целостная система, увязаны процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления со стадийностью прогрессивного литогенеза. Основана на применении тектоники литосферных плит.

Особняком стоит эволюционно-тектоническая классификация нефтегазоносных бассейнов.

Типы бассейнов	Подтип	Класс	Примеры
Платформенный	Внутриплатформенный (Интракратонный)	1.Рифтовый 2.Синеклизный	1.Днепрово-Донецкий, Красное море, Суэтский залив, Припятский, Рейнский, Шотландский, Западно-Английский. 2.Англо-Парижский, Западно-Сибирский, Мичиганский, Иллинойский, Уиллистонский, Среднерусский, Среднеамазонский, Мараньяо
	Окраиноплатформенный (перикратонный)	1.Собственно-перекратонный 2.Перикратонно-орогенный	1.Мексиканский залив, Ливийско-Египетский, Арктический склон Аляски, 2.Персидский залив, Волго-Уральский, Западно-Канадский, Баренцево-Морско-Печерский, Прикаспийский.
	Перикратонно-океанический	1.Рифтовый 2.Переокеанический	1.Восточно-Канадский, острова Святого Лаврентия, Камбейский, Адомский залив, Сен-Винсет. 2.Бассейн Атлантического побережья Африки и Южной Америки, (Нигерийский, Бразильский, Синегальский, Камерунский,)
Подвижных поясов	Островодужный	1.Преддуговые 2. Междуговые 3.Тыльнодуговые	1.Южно-Аляскинский, Лисий, Ятанага,Тонга, Барбадос-Тобаго, Никобарский, Курило-Камчатский, Южно-Курильский, Южно-Ханкойдинский, 2.Лусон, Вагелкон, Сулно-Алованский, Центрально-Филиппинский. 3. Южно-Охотский, Ценсу, Северо-Суматринский, Северо-Калимантанский,
	Орогенный	1. Окрайно-континентальный орогенный 2.Межконтинентальный орогенный 3.Периконтинентально-океанический орогенный 4.Внутриконтинентальный орогенный 5.Переконтинентально-орогенный	1.Нортон, Андаманскй, Бристольский, Северо-Явинский, Сахалино-Охотский, Сахалино-Хайинайдский, Охотско-Камчтатский, 2.Южно-Каспийский, Венский, Паннонский. 3.Лос-Анжелес, Вентура-Санта-Барбара, Санта-Мария, Гуаякильский, Гватемальский, Южно-Чилийский. 4. Таримский, Ферганский, Джунгарский, Скалистые горы 5.Азово-Кубанский, Терсно-Каспийский, Оринокский.

Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления

По площади очаг гораздо больше чем зона. Иногда площадь очага соответствует площади бассейна.

1. Очаги нефтегазообразования.

Существует стадийность образования УВ в нефтематеринских толщах (НМТ), зависящие от температуры. В приповерхностных условиях происходит биохимические процессы и образуется метан – Зона биохимического образования метана (зона диагенеза).

При стандартных условиях осадконакопления не прерывно. Далее с глубиной нефтематеринская толща попадает в зону с высокой температурой, с глубиной температура падает образуется газ, нефть и газ, газ.

В любом осадочном бассейне выделяется несколько генетических зон:

— Зона биохимического газообразования (Т до 20 градусов). Диагенез (потенциально нефтепроизводящий)

— Верхняя зона НГО (нефтегазообразования) (соответствует Т – 20-60 градусов) Начало прото-катагенеза ПК1 – ПК3.

— Главная зона НГО (Т-60-150градусов в зависимости от типа бассейна) Мезокатагенез МК1 – МК3, от 1500-5000 км (нефтепроизводящая зона)

— Нижняя зона НГО (главная зона газообразования) (Т-150-200 град.) МК4 – МК5, Средний катагенез.

— Зона термокаталитического газообразования (Т-200-250 град.) катагенез (самая нижняя граница образованиия газов)

— Зона кислых газов (Т- выше 250 град.) метаморфизм.

Очаг нефтегазообразования – часть нефтематеринских пород находящихся с ГЗН.

С появлением очага бассейн становится газоносным.

Появление и развитие очага в пределах осадочного бассейна предопределяет создание условий нефтегазообразования, а так же переформирование и разрушение залежей УВ.

Осадочный бассейн становится последовательно газоносным, на большей глубине нефтегазоносным, затем газонефтеносным, а после газоконденсатным. (Генерируется конденсат)

Когда генетические особенности очага исчерпываются они становятся остаточно нефтегазаносными – ФОНТОМНЫМ.

В этом случае очаги вместе с бассейном разрушаются и исчезают, превращаясь либо в горные сооружения или в фундамент новых осадочных бассейнов. То есть бассейны в которых присутствует залежь УВ, но отсутствует очаг наз. Фантомные.

Положение очага в бассейне определяется рядом других факторов и связано с историей осадконакопления.

Имеет значение положение очага относительно бортов бассейна.

Они делятся на:

• Полноочаговые (S очага большая, рифтово-грабенного типа. Н/п Лос-Анжелес) В этом случае залежи формируются путем вертикальной и ближней латеральной миграцией.

• Ограниченноочаговые

— центральноочаговые (симметричные) очаг в наиболее прогнутой зоне (погружной)

— переферйноочаговые (ассиметричные) очаги наиболее погружены, участки смещены

а) ув мегрируют из центра к бортам

б) к одному из бортов (перекротон, бассейны)

Если очаг находящийся вблизи пологих бортов бассейна, то залежи формируются путем дальней латеральной миграцией. Если крутой борт – вертикальная миграция.

Значение имеет кол-во очагов бассейна:

— моноочаговое

— полиочаговое

(нп, Западная Сибирь)

Вывод: Наличие очага и его возможности – это определяющий фактор процесса генерации в бассейне. Бассейны начинают рассматривать по кол-ву очагов.

Зоны нефтегазонакопления – это крупные, протяженные структуры в пределах которых создаются благоприятные условия для концентрации УВ. в залежах месторождениях.

Условия формирования зон отражаются в морфологии и определяется тектоническими движениями литолого-стратиграфическими условиями накопления.

Независимо от условий в пределах образования НГМпредставляет собой приподнятый участок (блоковое движение, рифогенные массивы, перемещение платформенных тел из корневые антиклинальные структуры).

По характеру взаимоотношения осад.чехла и фундамента отличают зоны:

1. Длительно-унаследоваемым развитием – структуры, связанные с длительным поднятием фундамента (сводовые структуры).

2. Новообразованная – надрифтовые и авлакогеновые , развиваются на целевые, межсолевые и подсолевые (Уренгойско-Калтагорский тафрогент).

В плане зоны НГМ может быть линейно-вытянутые и изометричные (наибольшее число).

Наиболее распространенным типом зон является антиклинальный, 70% всех запасов УВ, в россии 98% из стран ближнего зарубежья.

Условия образования очагов НГО

Согласно осадочно-миграционной теории НГО сущ-ют след.основные понятия:

— НГО органически связано с литогенезом.

— НГО очень длительный и многоступенчатый процесс до 10 и 100 миллионов лет

— образование и созревание рассеянных УВ (микро нефти)

— переход микронефти в нефть

— нефть образуется в областях длительного осадконакопления (осадочный бассейн)

— нефть полистадийное, полигамное и полихромное состояние сформировывающееся в разное время.

УВ соединения обязательный компонент осадочной породы n*1014 (микронефть) / n*1012 (нефть).

НМО в процессе развития могут находится в 3-х состояниях:

— потенциальное НМ – до вхождения в ГЗН.

— нефтепроизводящее (находится в ГЗН)

— нефтепроизводившее (прошли ГЗН).

НГМ потенциально зависит от начальных условий формирования НГМТ, а также от последующих условий очага.

Выделяют внутренний и внешний факторы оценки НГМП.

Внутренний: связанный с качественными и количественными характеристиками потенциала очагов.

Внешний: связан с условием его реализации .

Внутренний фактор делится на 2 группы:

1. Факторы, связанные с литологией

2. Ф-ры, связанные с РОВ

Внешние факторы:

1. Статический характер очагов и зон

2. Динамический (определяется тепловой историей существования НМТ, скоростью прохождения зон катогенеза, длительностью существования очага).

В истории формирование очага выделяют 3 стадии:

1. Начальная (предочаговая)

2. Главная (генерационная)

3. Завершающая (постоочаговая)

Начальная стадия формирования очагов НГО

Определяется тип органического вещества (гумусовое или сапропеливое), его кол-во, литолого-фациальное и палеогеографические обстановки.

Все эти факторы предопределяют величину НГМ потенциала.

Исходное ОВ, его кол-во и типы

До девона исходным материалом для формирования ОВ (фитопланктон, бактерии, бентос, водорослей, зоопланктон). Появляются наземные растения. В количественном отношении доля ОВ от фитопланктона наземных растений одинакова. За геологическую историю земли средняя скорость 1/10%.

В восстановительных условиях 4%.

Биологический продукт – освещенность, температура, соленость, до 80м.

Исходное ОВ в основном происходит из липидов или липоидов, фито и зоопланктона, бентоса, а также высших наземных растений.

ОВ: автохтонное (за счет органического вещества).

Аллохтонное (привнесенное с суши).

На фито планктон в море приходится 90% ОВ, бентоз 0,5%, 6,5 % приносится с суши.

В основном ОВ накапливается в океанах, на окраинах континента. Скорость накопления 300 гр. На м2 ОВ/год.

Во внутренних частях океана в 6 раз меньше.

Аллохтонное вещество поступает в виде речных и подземных стоков, деятельности ветра, разрушение берегов и вулканическая деятельность.

На земле ОВ распространяется очень неравномерно:

1. ОВ связано с водоемами лагун внутренними морями.

2. Континентальные окраины (максимальное заражение ОВ сероводородом 85-95%).

На кол-во накопившевагося ОВ влияет темп осадконакопления.

Скорость накопления:

2 – 6 мм за 1т.лет – сохраняется менее 0,01%

20-130 мм за 1т.лет – 0,1-2%

650-400 мм за 1т.лет – 11-19%

Чем больше скорость осадконакопления, тем больше кол-ва ОВ.

РОВ в осадочных породах находится в минеральном скелете.

С детритом связаны глины и глинисто-карбонатные отложения.

3 типа ОВ:

1. Сопропелевые – образованы липоидными и полимерлипоидными компонентами, планктон 90% на Н-10%.

2. Гумосовый – лигнит целлюлозными компонентами высших растений и углей Н-5%.

3. Смешанный (сапропеливо-гумусовый тип)

Сапропеливый тип развит в морских глинисто-карбонатных осадках, восстановительной среды.

Гумусовый в континентальных водоемах и в прибрежно-морских условиях, песчано-глинистых осадков, окислительная среда и слабой восстановительной.

НМТ минимальное содержание ОВ для отнесения ее к нефтяной.

Для карб. Породы ≥0,20%

Для глин ≥0,30%

Нефть – глинисто-карбонатные породы с сапропелевым типом вещества

Газ – Гумусовый тип вещества.

Хемофоскилии – обязательный комплект ОВ имеет липидную природу, которая синтезируется с жив. Организмом и без изменения переходит в ископаемое состояние

Кероген – сложная макромолекула, которая генерирует УВ.

По отношению Н и О/С выделяют 3 типа керогена:

1) Высокое содержание Н и низкое о (Наиболее благ. Горючие сланцы)

2) Содержание Н высокое, ни и содержание О высокое по сравнению с 1 типом (характерны для больших морских типов толщ)

3) Низкое содержание Н, высокое О, континентальное образование, гумусовый тип УВ.

Возраст НМТ имеет очень большой от R1-N.

Литогенез глубоководных осадков и преобразование ОВ

Процесс диагенетических преобразований глубоководных осадков очень сильно растянут во времени и характеризуется своей не завершенностью по сравнению с континентальными условиями. Глубоководные фации испытывают слабое уплотнение при погружении (Парадокс глубоководного диагенеза). Взвешаный приток воды препятствует консолидации осадков. Консолидация осадка затрудняет отток седементационной влаги. Отток седементационной воды затруднен ввиду отсутствия коллектора пост разгрузки глубинных вод.

Состав будующих нефтей во многом зависит от диагенеза переработки. Чем ниже переработки тем нефти будут более цикличные(тяжелые), величина прогрева, степень тектонической активности.

В зонах совершенной тектонической активности (Альпы, Гималаи) характерные перспективы НГН за счет прогретости недр, нефть образуется на гл. 1-2 км. До вступления в ГЗН 10-20 млн.лет при условии интенсивного прогибания. В условиях низкой скорости погружения процесс созревания ОВ В НМТ может растягиваться на 100-300млн.лет.

Главная стадия очагов нефтеобразования

Увеличение Т и Р приводит дальнейшей трансформации минералов и органических составляющих НМТ. Минеральные компоненты особенно глины подвергаются уплотнению, дегидратации и различным минеральным превращением, меняются ЕФС, пластичность и минерализация вод, которые содержатся в породах.

Меняется хим. Состав ОВ, образуется УВ с более высоким содержанием Н. Отношение С к Н4 1:4, то отношение нефти 1,5-2.

В ГЗН из 1 тонны ОВ сапропелевого типа образуется 37 кг битумойдов, для гумусового – 16-19кг.

Нефтепроизводящие типы отложений с гумусовым типом вещества генерируется газ метанового состава. Генерация жидких УВ из гумусового вещ-ва образуется в огромном количестве.

Стадийность нефтегазообразования по разному протекает в глинистых и карб. породах. В карб. Протекает отлично, потому что карб. Осадок быстро превращается в породу. Генерация УВ в карб. Породах происходит при низкой Т и меньших глубинах, чем в глинистых. Миграция нефти затруднена поскольку в карб. Породах ЕФС малы и происходит значительно позже и на больших глубинах под действие Т и давления. Происходит процесс перекристаллицазии, доломитизации, сульфатизации, формирование трещенноватости и вторичной пористости.

Процессы генерации и миграции в карб. Породах разобщены во времени. Происходит консервация УВ в НМП. Главную зону нефтеобразования для образования в карб. породах возможна при более высоких Т.

Факторы катагенеза пород и органического вещества

Т, давление, геологическое время, тектонические движения – под действием всех этих факторов протекает катагенез. Протекает при Т от 30 до 200град. И давлении до 200 МПа, глубина от 100-5000м.

С катагенезом связаны наиболее благоприятные условия нефтеобразования, уплотнение глин приводящих к миграции УВ. А так же появляются наиболее оптимальные коллектора.

Температура

— ключевой фактор катагенеза.

Средняя величина геотермического градиента составляет 6,6 град. на 100м

-Тектонические процессы определяют силу

-Теплофизические св-ва

-Динамика подземных вод

-Геохимические особенности

-Магматическая активность

Величина теплового потока ни когда не остается во времени и пространстве.

Наибольшая величина геотермического градиента отличается во внутренних частях платформ. Наиболее высокие показатели – современные подвижные пояса. Степень прогрева в современных краевых прогибах и межсклонных впадин не большая Т=30 град. Чем выше Т прогрева тем быстрее толща попадает в ГЗН.

Существует разница в температурах толщ расположенных на одних глубинах в древних и молодых платформах.

В осадочном бассейне древних платформ на гл. 5км Т=100-120 град. На молодых платформах на той же глубине Т=170-210 град.

Распределение температур по глубине не соответствует степени преобразованности в породах ОВ. Если в бассейнах древних платформ степень преобразованности ОВ на больших глубинах может соответствовать апокатагенезу, то современна температура не высокая.

В молодых платформах с точностью наоборот температура недр не соответствует степени преобразованности ОВ пород.

В качестве дополнительного источника тепла в бассейнах молодых платформ, а так же межгорных складчатых поясов могут быть мощные толщи глинистых и тонкообломочных пород, которые находятся на стадии уплотнения. Процессы происходящие при уплотнении глин являются энзотермическими, температура удерживается и накапливается в глинах.

Низкая степень преобразования ОВ в условиях воздействия высоких температур может быть так же следствием высокой скорости накопления и погружения осадочных толщ.

Пример: Предкавказье майкопская свита

Быстрое накопление и погружение глинистых толщ привело к не соответствию степени катагенеза ОВ и глубин на которых они сейчас находятся. Такое быстрое погружение толщ приводит к газоносности, поскольку НМТ на определенной глубине не успевает реализовать свой потенциал.