К оглавлению

Классификация месторождений и залежей нефти и газа

Н. А. Еременко

При классификации залежей необходимо рассмотреть три стороны вопроса: 1) условия возникновения и сохранения ловушек; 2) условия образования и сохранения в ловушках залежей; 3) взаимосвязи отдельных залежей и закономерности их распространения.

Наиболее часто за основу берутся тектонический фактор формы и условия образования ловушек, реже учитываются условия образования залежей (миграция) и почти никогда не принимается во внимание режим залежей как следствие условий их образования. Существующие расхождения по наименованию тех или иных конкретных типов залежей (зональные и литологические, структурные и сводовые и т. д.) непринципиальны.

Во всех классификациях залежей нефти и газа основное внимание уделяется ловушкам, резервуарам, коллекторам, формам залежей и их ограничений и минимально учитывается содержимое залежей - нефть и газ. Под генетическим признаком понимают происхождение коллекторов, резервуаров, ловушек, но не условия образования и, главное, существования самих залежей. Закономерности распространения залежей в земной коре в классификациях не учитываются. Однако эти закономерности, а также характер флюидов, насыщающих залежи, зависят не столько от перечисленных факторов, сколько от некоторых других геолого-исторических условий, которые в то же время предопределяют и типы возможных ловушек, коллекторов, резервуаров и т. д.

Классификация месторождений нефти и газа имеет не меньшее теоретическое и практическое значение, чем классификация залежей.

Тектонический фактор играет решающую роль в формировании месторождений. Поэтому он прежде всего учитывается при создании классификационных схем месторождений нефти и газа. Однако в существующих классификационных схемах не учитываются сложность взаимоотношений тектонических структур различного порядка и их взаимообусловленность. Соотношение между залежами и месторождением выражается констатацией фактов возможного распространения того или иного типа залежей в связи с той или иной группой месторождений. А между тем наличие структурного элемента, контролирующего формирование месторождения, определяет и возможный тип залежей в месторождении. Развитие того или иного структурного элемента на фоне геологической истории крупного элемента земной коры предопределяет появление различных типов: резервуаров и специфику ловушек в них.

Поэтому месторождения нефти и газа следует рассматривать не как механическую «совокупность залежей», а как основной ведущий элемент в формировании самих залежей. Правильнее залежь рассматривать как один из элементов месторождения. Поэтому целесообразно пересмотреть содержание термина «месторождение». Под месторождением нефти и (или) газа следует понимать участок земной коры определенного тектонического строения, содержащий в себе залежи нефти и (или) газа. Таким образом, в понятие «месторождение» включается не только сумма залежей, но и вся толща пород, участвующих в строении месторождения; учитываются не только резервуары, но и разделяющие их толщи, не только коллекторы, но и покрышки, а также структурное строение данного участка в целом, вытекающее из геологической истории его образования.

Возникновение месторождения, его форма, тип приуроченных к нему залежей, закономерности в изменении в нем нефтей, газов и т.д. обусловлены прежде всего геолого-тектоническим положением месторождения, геологической историей его возникновения. Закономерности расположения месторождений корректируются общими закономерностями распределения нефти и газа в земной коре. На основании установленных закономерностей распространения скоплений нефти и газа в предгорных прогибах и примыкающих к ним частей платформы можно классифицировать месторождения и залежи. Излагаемая ниже схема - лишь первая попытка создания классификации таким путем. Схема не охватывает большую группу месторождений и залежей, связанных с межгорными впадинами. Возможно, в ней имеются и существенные недостатки, которые могут быть выявлены только после широкой опробации предлагаемой схемы на практике. На рисунке изображена собирательная схема геологического разреза перехода от центральной части платформы к геосинклинальной области. В качестве основных структурно-тектонических элементов выделяются сводовые поднятия (структуры первого порядка), погребенные (I) или с выходом основания платформы на поверхность (Iа); склоны сводовых поднятий (II); погруженная часть платформы - зона «шельфа» или платформенной ступени (III); склон платформы или уступ (IV), погружающийся в сторону предгорного прогиба (склон платформы с некоторой условностью можно рассматривать как внешний борт предгорного прогиба); центральная часть предгорного прогиба (V); внутренний борт предгорного прогиба (VI) и собственно геосинклинальная область (VII).

В конкретных геологических условиях основные структурно-тектонические элементы могут существенно отличаться от элементов, выделенных в предлагаемой схеме, некоторые из них могут вообще отсутствовать. Так, например, сводовые поднятия первого порядка могут быть и не выведены на поверхность (отсутствует элемент 1а), внешний борт прогиба может ложиться непосредственно на щит (отсутствуют элементы I, II и III), складчатость в геосинклинали может быть опрокинута на предгорный прогиб и перекрывать его внутренний борт и т. д.

В соответствии с перечисленными выше структурно-тектоническими элементами предлагается выделять следующие семь основных групп месторождений.

I. Месторождения сводовых поднятий платформ.

II. Месторождения склонов сводовых поднятий платформ.

III. Месторождения платформенных ступеней.

IV. Месторождения платформенных склонов.

V. Месторождения центральных частей предгорных прогибов.

VI. Месторождения внутренних бортов предгорных прогибов.

VII. Месторождения геосинклиналей.

Структурно-тектонические условия и геологическая история формирования каждой из выделенных групп различны, что приводит к своеобразию условий образования в их пределах нефтяных месторождений и приуроченных к ним залежей.

В вертикальном разрезе осадочной толщи, содержащей в себе залежи нефти и газа, условно сверху вниз можно выделить пять зон.

Первая зона от поверхности до глубины 500-800 м. Нижняя граница зоны может быть определена как наиболее низкая отметка, до которой возможно существование свободного (активного) водообмена. По мере приближения к областям питания (I, 1а и VII) граница зоны опускается ниже.

Вторая зона - зона возможного затрудненного водообмена в резервуарах, заключающих залежи нефти и газа; глубина ее нижней границы около 800-1000 м. Нижнюю границу этой зоны можно выделить по явлению взаимной растворимости нефтей и газов. Ниже этой зоны наблюдается обратная (ретроградная) растворимость нефтей в газах.

Третья зона - зона весьма затрудненного водообмена. Нижняя ее граница грубо определяется по глубине залегания фундамента в пределах III группы. Ретроградные явления обычны.

Четвертая зона застойная, водообмен отсутствует. Характерно широкое распространение аномалийных давлений. Ретроградные явления очень ярко выражены. Преобладают залежи конденсатного типа или чисто газовые.

Пятая зона - существование углеводородов возможно, по-видимому, главным образом в газообразной форме.

Выделенные пять вертикальных зон встречаются не во всех группах нефтяных месторождений. Распределение этих зон по группам показано в табл. 1.

Особенности распределения вертикальных зон накладывают специфический отпечаток на каждую из выделенных групп месторождений, на тип встречающихся в них месторождений и залежей нефти и газа.

Вертикальная зональность определяет глубины возможного нахождения залежей, присущие им давления (нормальные, избыточные и аномалийные), температуры, а, следовательно, и свойства нефтей и газов, закономерности их изменения по разрезу и т.д.

В табл. 2 приведены лишь самые общие и наиболее важные характеристики по вертикальному разрезу.

В табл. 3 дана общая характеристика выделенных основных групп месторождений и некоторых наиболее важных их параметров.

Особенностью нефтяных месторождений являются типы тектонических структур, с которыми связаны эти месторождения.

За основу здесь принята классификационная схема структур Ю.А. Косыгина. В схеме Ю.А. Косыгина среди типов тектонических структур нефтяных и газовых месторождений отсутствуют крупные структуры первого порядка и рифовые массивы с типичными для них структурами облекания.

Со структурами первого порядка (погребенными сводами) связаны крупные месторождения типа Ромашкинского в СССР и крупные газовые залежи на сводовых поднятиях в пределах Северо-Американской платформы США. Месторождения, приуроченные к рифовым массивам, широко распространены в Советском Союзе в Предуралье и в других странах. Поэтому платформенные структуры первого порядка и рифовые массивы введены дополнительно в схему классификации.

Как видно из табл. 3, каждой из выделенных основных групп месторождений соответствуют строго определенные типы тектонических структур. Так, например, в I группе месторождений отсутствуют месторождения, связанные с соляными куполами или диапировыми складками; в V группе часто встречаются месторождения, связанные с диапировыми складками, и нет месторождений, связанных с платформенными сводами, и т. д. Вообще разнообразие типов тектонических структур возрастает от I к V группе, а затем вновь убывает.

В современном тектоническом плане нефтяных месторождений часто наблюдаются структурные несоответствия по разным стратиграфическим горизонтам.

Среди выделенных групп месторождений в этом отношении также отмечаются некоторые закономерности. В месторождениях I группы по разрезу обычно (но не всегда, например, Татарский свод) наблюдается единый структурный план. Во II группе возможно появление не резко выраженных смещений структур с глубиной. В III и IV группах, как правило, наблюдаются 2-3 структурных этажа, сильно отличающихся друг от друга. В V группе возможно существование нескольких структурных этажей, однако в плане не наблюдается резких расхождений в расположении структур. Для VI группы месторождений характерно не менее двух структурных этажей, причем верхний этаж имеет либо моноклинальное строение, либо представлен складками надвинутых покровов. Структуры VII группы изучены слабо.

Одним из характерных параметров месторождений является количество встречающихся в нем залежей: в выделенных группах месторождений оно возрастает от нескольких залежей в I группе до многих десятков залежей в V группе.

Можно отметить расширение стратиграфического этажа нефтеносности от I к V группе с последующим уменьшением в VI и VII группах. В том же направлении, как правило, этаж нефтеносности расширяется благодаря появлению залежей нефти и газа во все более молодых отложениях. Вместе с этим наблюдаются и качественные изменения в залежах нефти и газа. В первой вертикальной зоне возможно сочетание различных нефтей и газов. Довольно часто встречаются окисленные или выветренные нефти, потерявшие легкую фракцию. В более глубоких вертикальных зонах при движении от I к V группе наблюдается перемещение этажа нефтегазоносности от древних к более молодым отложениям. Нефти изменяются от метановых к более нафтеновым, от более легких к более тяжелым.

По одним и тем же стратиграфическим горизонтам при движении от I к V группе наблюдается облегчение нефтей, их метанизация, а в газах - увеличение тяжелой фракции и уменьшение в этой фракции количества изомерных форм углеводородов.

Как видно из изложенного, каждая из выделенных групп нефтяных и газовых месторождений характеризуется специфическими свойствами. Эта специфичность, естественно, распространяется и на типы залежей нефти и газа.

Залежи нефти и газа подобно месторождениям могут быть разбиты на те же семь основных групп.

I. Залежи нефти и газа, связанные с месторождениями сводовых поднятий платформ.

II. Залежи, связанные с месторождениями склонов сводовых поднятий платформ и т. д.

Характеристика выделенных групп и их параметров, а также и распространение по группам типов залежей по классификации И.О. Брода, которая в данном случае рассматривается лишь как классификация типов ловушек, приведена в табл. 4.

Каждая из выделенных групп залежей характеризуется определенным набором типов ловушек.

Наибольшее разнообразие типов ловушек приходится на IV и V группы залежей. Для каждого типа ловушек по группам указаны соотношение длины и ширины залежей, их возможные максимальные размеры и высота. В направлении от I к VII группе можно отметить общее уменьшение размеров залежей в плане и увеличение их высоты.

Характер изменения нефтей и газов в залежах по группам и вертикальным зонам уже отмечался (см. табл. 2).

Закономерные изменения некоторых параметров месторождений и залежей по выделенным группам и вертикальным зонам условно показаны на схеме.

Предлагаемая классификация отражает установленные закономерности в распространении залежей и месторождений нефти и газа в платформенных областях и областях перехода их к складчатым сооружениям и, следовательно, может быть использована при поисках, разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений.

ВНИГНИ

Таблица 1 Схема распределения вертикальной зональности по основным группам нефтяных месторождений

Iа	I	II	III	IV	V	VI	VII
-	1	1	1	1	1	1	1
-	2	2	2	2	2	2	2
-	-	-	3	3	3	3	3
-	-	-	-	4	4	-	?
-	-	-	-	5	5	-	?

Таблица 2 Характеристика вертикальных зон в месторождениях

Вертикальные зоны	Глубина нижних границ зон (ориентировочно) , м	Давление, ат	Качества нефтей и характер их изменения	Закономерности взаимного растворения	Естественные режимы залежей	Газовые залежи
Первая	До 500-800	До 55-90	Возможны различные сочетания. Часты окисленные и выветренные нефти, потерявшие легкую фракцию. По группам слева направо в горизонтальном направлении переход от более древних пластов к более молодым, нефти от более метановых к более нафтеновым	Законы взаимной растворимости прямые. Попутные газы с глубиной становятся суше	Возможно сочетание любых режимов	Преобладают сухие
Вторая	До 800-1000	До 90-120	Нефти более легкие и более метановые. По группам слева направо в горизонтальном направлении переход от более древних к более молодым отложениям, нефти от более легких к более тяжелым, от метановых к более нафтеновым. По стратиграфическим горизонтам в том же направлении и сверху вниз противоположный характер изменений	В зависимости от качества нефтей и газов возможно слабое проявление обратной растворимости	В нефтяных залежах распространен водонапорный режим. Встречаются упругие режимы	Процент жирности газов возрастает
Третья	До 2000-2500	Нормальные до 300 появляются аномалийные до 350-450	Нефти еще более легкие и еще более метановые. По группам слева направо в горизонтальном направлении переход от более древних к более молодым отложениям, нефти от более легких к более тяжелым, от метановых к более нафтеновым. По стратиграфическим горизонтам в том же направлении и сверху вниз противоположный характер изменений	Все более яркое проявление с глубиной законов обратной растворимости	Наиболее распространены упругие и напорные режимы	То же
Четвертая	Приблизительно до 5000	Нормальные до 600 аномалийные до 1000	Преобладают легкие конденсатного типа нефти. По группам слева направо в горизонтальном направлении переход от более древних к более молодым отложениям; нефти от более легких к более тяжелым, от метановых к более нафтеновым. По стратиграфическим горизонтам в том же направлении и сверху вниз противоположный характер изменений		Наиболее распространены упругие режимы	То же
Пятая	Более 6000-8000	Вероятно, преобладают аномалийные давления (?)	Возможна метанизация нефтей почти до полного исчезновения тяжелых углеводородов и изомерных форм	Одна фаза (?)	?	Возможна почти полная метанизация

Таблица 3 Характеристика основных групп месторождении

Характеристика месторождений и некоторые их параметры	Группы месторождений
	I	II	III	IV	V	VI	VII
1. Типы тектонических структур нефтяных месторождений (по Ю. А. Косыгину, с добавлениями)	1. Положительные структуры первого порядка (своды) или осложняющие их купола	1. Моноклиналь 2. Купола, расположенные вне валов	1. Вал 2. Флексурные складки 3.  Купола, расположенные на валах и вне их	1. Моноклиналь 2. Флексурные складки 3. Купола, расположенные на валах и вне их Соляные купола 4. Соляные антиклинали 5. Рифовые массивы и структуры их облекания	1 - 9. Антиклинали складчатых зон типов: б) осложненные продольными нормальными сбросами; в) осложненные продольными надвигами; г) осложненные поперечными нормальными сбросами; д) осложненные эпиантиклинальными сбросами; е) со сложной системой сбросов; ж) пологие слабонарушенные и) с несогласно перекрытым сводом; к) погребенные 10. Моноклиналь 11. Диапировые складки 12. Соляные диапировые складки 13. Соляные антиклинали 14. Антиклинали и купола с участием изверженных пород	Моноклиналь 2-6. Антиклинали складчатых зон типов: б) осложненные продольными нормальными сбросами; в) осложненные продольными надвигами; е) со сложной системой сбросов; з) гемиантиклинали и структурные носы; и) с несогласно перекрытым сводом 7. Антиклинали и купола с участием изверженных пород	Преимущественно сложно построенные антиклинали типов: б) осложненные продольными нормальными сбросами; в) осложненные продольными надвигами; е) со сложной системой сбросов
2. Наличие различных структурных планов в месторождении в осадочной толще (не считая самого верхнего недислоцированного комплекса)	Обычно единый структурный план	Возможно появление второго структурного плана без резких смещений в сводах	Обычно два или три структурных плана, иногда с резкими расхождениями	Возможны два и более структурных плана с резкими расхождениями	Возможно несколько структурных планов, обычно без резких расхождений	Обычно не менее двух структурных планов с резким" расхождением	Обычно один структурный план
3. Вертикальная зональность	1,2	1,2	1, 2, 3	1, 2, 3, 4, 5	1, 2, 3, 4, 5	1, 2, 3	1, 2, 3, 4, (?) 5 (?)
4. Количество залежей в месторождении	Небольшое (до нескольких залежей)	Небольшое	Среднее (до 10 и более)	Большое (до первых десятков)	Очень большое (до многих десятков)	Большое или среднее	Небольшое
5. Типы месторождений по классификации И. О. Брода и Н. А. Еременко	1. Возрожденные и погребенные поднятия	1. Возрожденные и погребенные поднятия 2. Месторождения, связанные с зонами выклинивания и несогласий	1. Возрожденные и погребенные поднятия 2.  Месторождения, связанные с зонами выклинивания и несогласий	1. Возрожденные и погребенные поднятия 2. Солянокупольные поднятия 3. Месторождения, связанные с эрозионными и рифовыми массивами 4. Месторождения, связанные с зонами разломов и других структурных осложнений	1. Месторождения нормальных брахиантиклинальных складок 2. Месторождения брахиантиклинальных складок, осложненных в пределах нефтеносной части разреза диапиризмом, соляной тектоникой и интрузиями 3. Месторождения моноклиналей, связанные с разрывами и другими структурными осложнениями	1. Месторождения нормальных брахиантиклинальных складок 2. Месторождения складок, надвинутых покровом 3. Месторождения моноклиналей» связанные с разрывами и упругими структурными осложнениями 4. Месторождения моноклиналей, связанные с зонами выклинивания и стратиграфических несогласий	1. Месторождения нормальных брахиантиклинальных складок

Таблица 4

Характеристика залежей и некоторые их параметры	Группы залежей
	1	II	III	IV	V	VI	VII
Типы ловушек	1. Пластовые сводовые	1. Пластовые сводовые 2. Литологически экранированные 3. Стратиграфически экранированные	1. Пластовые сводовые 2. Стратиграфически экранированные 3. Литологически экранированные	1. Пластовые сводовые, разбитые на блоки 2. Тектонически экранированные 3. Стратиграфически экранированные 4. Литологически экранированные 5. Массивные в эрозионных выступах и рифах 6. Пластовые сводовые	1. Пластовые сводовые 2. Пластовые тектонически экранированные 3. Пластовые лито логически экранированные 4. Пластовые сводовые, разбитые на блоки 5. Пластовые стратиграфически экранированные 6. Массивные залежи в структурных выступах 7. Литологически со всех сторон ограниченные	1. Литологически экранированные 2. Экранированные асфальтом 3. Пластовые тектонически экранированные 4. Пластовые сводовые, разбитые на блоки 5. Литологически со всех сторон ограниченные	1. Тектонически экранированные 2. Литологически экранированные 3. Литологически со всех сторон ограниченные 4. Пластовые сводовые, разбитые на блоки
Соотношение длины и ширины залежей и их размеры *	1. Соизмеримые, могут достигать многих десятков километров	1. Соизмеримые, значительно меньше 1 км 2-3. Длина намного превышает ширину. Длина может достигать десятков километров	1. Обычно длина отчетливо выражена до десятков километров 2-3. Соизмеримые, до нескольких километров	1. Соизмеримые, - в пределах первого десятка километров 2. Резко выраженная длина, измеряемая до десятков километров 3. Соизмеримые, - в пределах нескольких километров 4. То же 5. » 6. »	1. Отчетливо выражена длина до десятков километров 2. Обычно соизмеримые, - в несколько километров, реже резко выраженная длина до первых десятков километров 3. Соизмеримые, - в пределах нескольких километров 4. В целом отчетливо выражена длина, -в блоках размеры соизмеримы, в пределах нескольких километров 5. Соизмеримые,-в пределах нескольких километров 6. Обычно отчетливо выражена длина до первых десятков километров 7. Соизмеримые,-до нескольких сотен метров	1. Соизмеримые, - в пределах нескольких километров, реже первых десятков километров 2. Соизмеримые, - в пределах первых километров 3. Соизмеримые, - в пределах сотен метров 4. В целом отчетливо выражена длина, блоки мелкие до сотен метров 5. Соизмеримые, - до сотен метров	1. Соотношения различные, размеры не больше сотен метров
Высота залежей	Небольшая, от нескольких до десятков метров	Небольшая, от нескольких до десятков метров	Средняя, от десятков до сотен метров и несколько более	Средняя, иногда большая (несколько сотен метров), особенно в массивных газовых залежах	Большая, до многих сотен метров, иногда более километра	Сильно колеблется, небольшая и средняя	Небольшая
Тип давления в залежи	Гидростатическое избыточное давление заметно не проявляется	Гидростатическое избыточное давление заметно не проявляется	Гидростатическое. Избыточное давление проявляется лишь в газовых залежах	В верхней части разреза гидростатическое, в нижней части появляются аномалийные давления. Избыточные давления заметны в нефтяных залежах и резко проявляются в газовых и газоконденсатных залежах	В верхней части разреза гидростатическое, в нижней обычно аномалийные давления. Избыточные давления заметны в нефтяных залежах и резко выражены в газовых и газоконденсатных залежах	Гидростатические. иногда в замкнутых линзах и блоках аномалийные. Иногда появляются избыточные давления	Обычно гидростатическое, пьезометрическ а я поверхность располагается иногда на несколько сотен метров от дневной поверхности
Газовые залежи	Сухие газы, часто с большим содержанием азота	Сухие газы, часто с большим содержанием азота	В верхней части сухие газы, книзу обогащенные конденсатом с появлением оторочек легкой нефти	В верхней части сухие газы, книзу обогащенные конденсатом с появлением оторочек легкой нефти	В верхней части сухие газы, книзу обогащенные конденсатом с появлением оторочек легкой нефти. Еще ниже нефтяные оторочки исчезают. В газах часто заметны примеси СО2	Крупные скопления газа не встречаются. В газах обычно присутствует СО2	Крупные скопления газа не встречаются. В газах обычно присутствует СО2
Нефти и попутные газы	Тяжелые нефти с газовой шапкой или без нее, газы сухие	Тяжелые нефти с газовой шапкой или без нее, газы сухие	В верхней части тяжелые нефти с газовой шапкой или без нее, газы сухие. Книзу облегчение нефтей, газы становятся жирней	В верхней части тяжелые нефти с газовой шапкой или без нее, газы сухие. Книзу облегчение нефтей, газы становятся жирней. В нижних горизонтах в попутных газах доля метана снижается до первых десятков, %	В верхней части более тяжелые нефти с газовой шапкой или без нее, газы сухие. Книзу облегчение нефтей, газы становятся жирней. В нижних горизонтах в попутных газах доля метана снижается до первых десятков, %. На больших глубинах возможно существование лишь газовой фазы. Вероятен процесс метанизации газов	Наблюдается пестрота состава нефтей и попутных газов	Состав нефтей и попутных газов различный

* Соотношение длины и ширины залежей и их размеры приведены соответственно по типу ловушек, приведенные размеры залежей во второй графе относятся к соответствующему по номеру типу ловушки в первой графе.

Рисунок

а

1 - удельный вес нефти в стратиграфически одноименных горизонтах; 2 - количество залежей в месторождениях; 3 - стратиграфический диапазон; нефтегазоносности; 4 - вертикальная зональность; 5 - высота залежей; 6 - содержание в газах стратиграфически одноименных горизонтов тяжелой фракции и конденсата.

б

1 - удельный вес нефти; 2 - температура; 3 - давление; 4 - содержание в газах тяжелых фракций и конденсата.

в

Схема выделения основных групп месторождений и залежей нефти и газа (1960 г.)