Разведка и разработка нефтегазовых месторождений на континентальном шельфе морей и океанов
|
Скачать 3.87 Mb.
|
|
ГЛАВА 2 МОРСКАЯ ГЕОЛОГИЯ II ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НА ШЕЛЬФЕ МИРОВОГО ОКЕАНА 2.1. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ И ПРОИСХОЖДЕНИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА НА КОНТИНЕНТАЛЬНОМ ШЕЛЬФЕ Основные черты геологического строения и эволюции системы Мирового океана свидетельствуют о высоких перспективах нефтегазоносности осадочно-вулканогенной толщи, залегающей в его пределах и характеризующейся значениями сейсмических скоростей до 4,5 - 5,0 км/с. Данные, накопленные при осуществлении программы глубоководного бурения, показывают, что потенциально нефтегазоносная осадочно-вулканогенная толща залегает не только на подводной окраине материка на континентальном склоне, но во многих случаях распространяется и в глубоководные котловины окраинных морей, а также Индийского, Атлантического и Северного Ледовитого океанов. В этой связи вся сложность и специфика теоретической проблемы нефтегеологического районирования акваторий определяется рядом обстоятельств. основными из которых являются: необходимость учета принципов нефтегеологического районирования континентов вообще и сопредельной к морям и океанам суши в частности; различие в глубинном строении континентов и Мирового океана; элементы сходства и различия во внутреннем строении осадочной толщи континентов и Мирового океана: неразработанность многих вопросов регионального тектонического районирования Мирового океана. Разработка теоретических основ нефтегеологического районирования базировалась на сложившихся представлениях геотектоники (Л. Л. Бакиров, И. 0. Брод. М. И. Варенцов. М. К. Калинко, Г. Е. Рябухин, Н. Ю. Успенская, В. Е. Хаин), причем важная инициатива в опыте подобного районирования применительно к собственно акваториям принадлежит М. К. Калинко. В зарубежной литературе для целей нефте геологическою районирования Земли в последние годы наметилась тенденция применения основных положений мобилизма или, другими словами, разрастания ложа океанов. Однако вне зависимости от принятой методологии общепризнанно, что морские месторождения нефти и газа располагаются в пределах крупных осадочных бассейнов, большая часть площади которых скрыта в акваториях. По схеме, предложенной В. Е. Хаиным (1970), осадочные бассейны образуют главные пояса нефтегазообразования и нефтегазонакопления Земли (ГПН) трех основных типов: эпигеосинклинального, перикратонного и периокеанического. Распределение крупных месторождений углеводородов по главным поясам нефтегазообразования и нефтегазонакопления (ГПН) различных типов, связанных с системой Мирового океана. Таблица 2
Итого 212  * в том числе: эпигеосинклинальные ГПН 19 перикратонные и внутрискладные 141 периокеанические и переходные 52 В терминологии, принятой А. А. Бакировым (1973), генетическими аналогами эпигеосинклинальных поясов являются внутрискладчатые, а перикратонных краевые системы платформенных областей; при этом понятия «нефтегазоносный бассейн» (мегабассейн при весьма большой площади) и «нефтегазоносная провинция», по крайней мере, применительно к строению Мирового океана, являются идентичными. Значения главных поясов нефтегазообразования и нефтегазонакопления, а также правомерность их выделения определяются тем, что в их пределах (как в море, так и на континентах и островах) обнаружено 212 крупных скоплений углеводородов с запасами свыше 70 млн. т из 284 известных в настоящее время на Земле (табл. 2). Подобная особенность не является случайностью, а вызвана наличием комплекса предпосылок, благоприятных для развития в широких масштабах процессов нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Однако распределение крупных месторождений между отдельными поясами весьма неравномерно, что определяется различиями в тектонических и историко-геологических предпосылках нефтегазоносности (Левин, 1975). В стратиграфическом разрезе всех ГПН залежи распределяются следующим образом: в девоне - 1, в перми - 22, в триасе - 10, в юре - мелу - 120, в мелу - палеогене - 13, в кайнозое - 560, что подтверждает неоднократно высказывавшиеся представления о высокой перспективности кайнозойских отложений в окраинных морях. Данные о более древних горизонтах нельзя признать полностью представительными из-за недостаточной изученности. Новейшие данные о строении осадочно-вулканогенной толщи, залегающей в системе Мирового океана, вызывают необходимость выделить четыре типа главных поясов нефтегазообразования: эпигеосинклиналъный, внутрискладчатый, перикратонный и периокеанический. Между указанными типами и основными типами земной коры, выделенными Р. М. Деменицкой (1975), существует строгое генетическое соответствие. Периокеанические пояса приурочены к деструктивно-конструктивной коре, возникшей па окраинах Индийского, Атлантического и Северного Ледовитого океанов; перикратонные пояса - к пассивно-конструктивному типу коры, причем большая часть их площади приходится на окраинные моря как шельфовые, так и котловинные. Эпигеосинклинальные и внутрискладчатые пояса приурочены к эксконетруктивному типу коры, формирующемуся главным образом в современных геосинклиналях обрамления Тихого океана и в ряде районов Средиземноморского пояса Евразии. Соответственно, в тектоническом отношении каждый из главных поясов нефтегазообразования и нефтегазонакопления находится в закономерной связи с подвижными поясами мира. Эпигеосинклинальные и внутрискладчатые ГПН связаны с Западно- и Восточно-Тихоокеанскими, а также Средиземноморским подвижными поясами; перикратонные охватывают системы впадин субокеанического типа в пределах тех же подвижных поясов; периокеанические сформировались в пределах субмеридиональных древних складчатых поясов, протягивающихся вдоль периферии молодых океанов - Атлантического и Индийского. В составе периокеанических поясов выделяется особый подтип субширотных Арктического и Антарктического ГПН, которые по особенностям строения занимают промежуточное положение между перикратонными и периокеаническими ГПН. В эволюционном отношении бассейны экваториальных ГПН занимают определенное место среди нефтегазоносных бассейнов мира, удовлетворяя зависимостям между современным состоянием тектоносферы и историей формирования потенциально нефтегазоносной осадочно-вулканогенной толщи в каждой из групп бассейнов. Таким образом, эволюция земной коры и ее осадочно-вулканогенной оболочки, в которой собственно и происходят процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления, находятся между собой в прямо противоположном соотношении. Начальная стадия формирования этой оболочки приходится на конструктивный тип коры. Сложная по строению и составу оболочка, формировавшаяся в различных случаях на протяжении от 600 до 200 - 150 млн. лет, установлена в пределах пассивно-конструктивного типа коры. В областях распространения деструктивно-конструктивного типа осадочно-вулканогенная оболочка характеризуется резкой изменчивостью по латерали стратиграфического объема и формационного состава. И, наконец, в пределах океанической коры конструктивного типа потенциально нефтегазоносная осадочно-вулканогенная оболочка практически отсутствует. Эпигеосинклинальные и внутрискладчатые ГПН объединяют нефтегазоносные бассейны, приуроченные к межгорным впадинам островных; горных дуг, а также некоторых внутренних морей. Эти относительно небольшие по площади бассейны обычно полузамкнуты в подводном продолжении и выполнены мощной (до 12 - 18 км) толщей орогенных формаций кайнозойского возраста, накопление которых происходило в динамической обстановке преимущественного сжатия. Сочетание этих показателей привело к формированию высокоамплитудных структурных ловушек и коллекторских тел с хорошими физическими свойствами, что создало весьма благоприятную обстановку для аккумуляции углеводородов в залежах. Залежи в бассейнах этого типа бывают, как правило, крупными и высокодебитными (залив Кука, Калифорнийский и др.). В отличие от остальных ГПН, располагающихся в виде ортогональной решетки, закономерно связанной с геосинклинальными поясами неогея. Тихоокеанский эпигеосинклинальный ГПН образует кольцевую систему, обрамляющую собственно талассократон Тихого океана. Вероятно, горизонтальные напряжения, особенно ощутимые в переходных зонах от океанической к континентальной коре, в сочетании с вертикальным сжатием (горное давление) должны, по-видимому, привести к повышенным масштабам нефтегазонакопления и формированию высокодебитных месторождений не только в сводовых, но и в тектонически экранированных и литологических ловушках. Примером подобного рода является крупный нефтегазодобывающий район на шельфе Калифорнии. Перикратонные мегабассейны в системе Мирового океана образуют три ГПН: Тихоокеанский, Северо- и Южно-Средиземноморский, где залегает не менее 25 % всей потенциально нефтегазоносной толщи Земли, около 40 % объема осадочной толщи Мирового океана или более 65 % этой толщи всех окраинных и внутренних морей вместе взятых. В этих трех ГПН обнаружено 440 из 726 морских месторождений нефти и газа, в том числе 137 крупных или около 50 % от всех аналогичных месторождений Земли. Осадочные бассейны перикратонных ГПН отличаются от эпигеосинклинальных существенно иной направленностью эволюции литосферы и ее осадочно-вулканогенной оболочки. В истории формирования этой оболочки Л. Э. Левин (1975) выделяет четыре основные стадии, каждая из которых характеризуется специфическим набором формаций потенциально - нефтегазоносной осадочно-вулканогенной толщи: 1) раннюю стадию, или стадию преобладающих поднятий на месте будущего осадочного бассейна, когда в литосфере преобладают раздвиговые деформации (рифтогенез), сопровождающиеся тектономагматической переработкой гранитогнейсового слоя земной коры; 2) стадию начального прогибания, фиксирующую возникновение многих современных окраинных морей, заключающуюся в смене геодинамической обстановки растяжения сжатием и соответственно в преобладании вертикальных движений; 3) зрелую стадию, или стадию замедленных опусканий, с компенсацией прогибания седиментацией и кратковременным возникновением континентальных условий; 4) заключительную стадию, или стадию интенсивного прогибания, на которой и оформляются современные очертания котловинных и шельфовых морей. В конкретной обстановке каждого окраинного и внутреннего моря та или иная стадия может не проявиться в геологической истории. При этом наиболее полный ход эволюции, состоящей из выделенных четырех стадий, присущ именно осадочным бассейнам окраинных морей перикратонного типа. Особенности нефтегазонакопления в перикратонных мегабассейнах были разработаны ранее Л. Э. Левиным и В. Е. Хаиным (1971), было установлено, что каждый из них представляет собой крупный узел нефтегазонакопления. Эти особенности в различных сочетаниях проявляются в отдельных мегабассейнах, но в наиболее полном выражении определяются следующим: а) переработкой гранитогнейсового фундамента тектономагматическими процессами и рифтогенезом, что приводит к неравномерном прогибанию, формированию нескольких нефтегазоносных этажей и сопровождается кратковременными эпохами повышенного теплового потока, способствующего нефтегазообразованию; б) длительностью погружения, компенсированного осадконакоплением на протяжении большей части фанерозоя. Отсутствие компенсации, наблюдаемое в глубоководных котлованах, обычно приурочено к кайнозойской эре; в) периодической сменой глубоководных и мелководных обстановок осадконакопления, сопровождавшейся перерывами в седиментации, что, в свою очередь. привело к чередованию в разрезах продуцирующих, коллекторских и непроницаемых толщ; г) участием в строении бассейнов краевых прогибов, являющихся региональными зонами нефтегазонакопления в крупных масштабах; д) развитием систем поперечных разрывов, вызывающих резко дифференцированные подвижки блоков; е) накоплением большой мощности осадков кайнозойского возраста, не завершивших еще диагенеза, а также соленосных толщ, что способствует формированию особо крупных месторождений с аномальными пластовыми давлениями. Сочетание этих особенностей приводит к появлению не только длительно развивающихся структурных, но и литологических и стратиграфических ловушек различных типов - выклинивания и резкого сокращения вверх по восстанию слоев мощностей гранулярных коллекторских пластов и пачек, рифовых массивов, зон повышенной проницаемости трещинных коллекторов и т.д. Все это при наличии эвапоритов, являющихся одним из лучших видов покрышек, создает идеальную для нефтегазонакопления обстановку. Обратные соотношения между рельефом морского дна и залеганием «ложа» осадочной толщи, известные в ряде бассейнов Тихоокеанского ГПН, наряду с особенностями тектонического строения и историей развития свидетельствуют о возможности миграции углеводородов в сторону некоторых глубоководных котловин и несомненной их перспективности для поисков промышленных скоплений нефти и газа. Осадочно-вулканогенная толща в перикратонных поясах находится в сопряжении либо с современными, либо с древними зонами Заварицкого - Беньофа. В подобных геотектонических условиях процессы нефтегазообразования могут быть более интенсивными, прежде всего в связи с повышенным тепловым потоком в периоды геодинамической обстановки преимущественного растяжения. Ряд ученых (Г. Гедберг, 0. Г. Сорохтин, С. А. Ушаков, В. В. Федынский) предполагает также широкое проявление и высокий масштаб термолиза биогенного вещества, попадающего в зону поддвига. Не исключено, что указанными причинами наряду с целым рядом других особенностей геологического строения объясняется уникальная нефтегазоносность мезозойских отложений Персидского залива, поскольку в конце киммерийского тектономагматического этапа на месте этого залива находилось окраинное море, отделенное островной дугой Загроса от собственно океанического пространства Тетиса. Для Северо- и Южно-Средиземноморских ГПН наиболее типичной является обстановка нефтегазонакопления, имеющая место в Северо-Европейском мегабассейне, охватывающем Северное и Балтийское моря. В осадочно-вулканогенной толще этого мегабассейна уверенно выделяются три нефтегазоносных этажа: доцехштейновый (доверхнепермский), цехштейновый и надцехштейновътй (мезо-кайнозойский). В строении потенциально-нефтегазоносной толщи остальных мегабассейнов много общего с Северо-Европейским, особенно для отложений кайнозойского возраста. Однако в составе и распределении мощностей образований кайнозойского возраста преобладают различия, обусловленные началом орогенеза в альпийских геосинклиналях, приведшим к накоплению мощных толщ орогенных формаций и возникновению краевых прогибов в пределах обширных областей перикратонных опусканий. В Тихоокеанском перикратонном ГПН были выделены два типа мегабассейнов: восточный, представленный осадочной депрессией Мексиканского залива, и западный, включающий аналогичные депрессии, приуроченные к Восточно-Китайскому. Арафурскому и Тиморскому, а также другим окраинным морям, в том числе и к восточной части Берингова моря, тяготеющей к шельфу и Алеутской котловине. В осадочно-вулканогенной толще Мексиканского мегабассейна намечаются три нефтегазоносных этажа: дотриасовый; триас-юрский соленосный, надсолевой, охватывающий отложения от позднего мезозоя. Подсолевой этаж, по крайней мере, в самых верхних горизонтах, представлен континентальными образованиями каменноугольного возраста, что весьма напоминает обстановку в Северном море. Некоторые крупные месторождения на шельфе (Аренке и др.) связаны с рифовыми массивами, являющимися резервуарами для промышленных скоплений углеводородов в ряде перикратонных мегабассейнов Средиземноморских ГПН. В западной группе нефтегазонакопление, контролируется, по-видимому, одним двумя нефтегазоносными этажами, поскольку осадочно-вулканогенная толща представлена преимущественно терригенной мелассой позднемелового - кайнозойского возраста. Карбонатные образования, изредка рифогенные, имеют сугубо подчиненное значение и относительно ограниченно распространены. Исключение представляет только Беринговоморский, Арафурский и Восточно-Китайский мегабассейны. В первом в состав осадочной толщи на шельфе входят, по-видимому, карбонатно-терригенные слои среднепозднепалеозойского и мезозойского возраста, в двух других - фанерозоя в целом. Условия залегания осадочно-вулканогенной толщи на шельфе различных бассейнов и ее мощности также весьма изменчивы. В одних она слагает пологие структуры платформенного типа, в других выполняет узкие пологие структуры, разделенные поднятием фундамента. На отдельных, участках Берингова, Восточно-Китайского и Южно-Китайского морей в осадочно-вулканогенном чехле обнаружены диапировые тела, однако, природа их пока остается неясной. Периокеанические мегабассейны ГПН в своем формировании неразрывно связаны с геологической историей Индийского, Атлантического и Северного Ледовитого океанов. Многое в этом вопросе еще неясно, однако не вызывает сомнений, что существенная роль в строении шельфовых зон молодых океанов принадлежит реликтам рифтовых впадин, возникших при распаде Лавразии и Гондваны на начальной стадии разрастания океанической коры. Нефтегазонакопление в периокеанических мегабассейнах контролируется, по-видимому, тремя нефтегазоносными этажами: 1) доюрским, перспективным для поисков преимущественно газовых залежей и только в зоне шельфа; 2) мезозойским, перспективным для поисковых работ на всей площади подводного продолжения периокеанических мегабассейнов, включая глубоководные котловины; 3) кайнозойским, перспективы которого в каждом отдельном случае подлежат особому выяснению, но, по видимому, являются наиболее высокими на континентальном склоне и его подножии. В глубоководных котловинах кайнозойский этаж, скорее всего, бесперспективен для поисковых работ, поскольку здесь его слагают неуплотненные или слабо уплотненные породы, в которых отсутствуют покрышки, необходимые для консервации залежей. Арктическому и Антарктическому ГПН переходного типа присущи все особенности нефтегазонакопления, имеющие место в перикратонных и периокеанических ГПН. Однако тектоническая позиция и история развития мегабассейнов переходного типа таковы, что эти особенности будут проявляться в каждом из них в индивидуальных сочетаниях. Для Антарктического ГПН ледовый покров на шельфе будет играть, по-видимому, роль своеобразной непроницаемой покрышки над относительно маломощной осадочной толщей. Морские месторождения нефти и газа в периокеанических ГПН известны на западном шельфе Австралии, юго-восточном и западном шельфе Африки, шельфах Аргентины, Бразилии и Канады (о. Сейбл). В Арктическом ГПН доказана региональная нефтегазоносность палеозойских и мезозойских отложений и ее уникальные масштабы. Анализ тектонических и историко-геологических предпосылок нефтегазоносности, а также общих закономерностей нефтегазонакопления в системе Мирового океана дает основание для некоторых выводов теоретического и практического плана. 1. В глобальном аспекте размещение морских месторождений углеводородов контролируется главными поясами нефтегазообразования и нефтегазонакопления (ГПН) четырех типов: эпигеосинклинального, внутрискладчатого, перикратонного и периокеанического. Выделение указанных типов ГПН оказывается правомерным как с позиций классической тектоники, так и неомобилизма, поскольку находится в соответствии с общим ходом эволюции земной коры. Естественно, что эти представления всего лишь первый шаг на пути к созданию нефтегазового районирования Мирового океана. В дальнейшем предстоит выяснить положение морских границ бассейнов, а также выделить в их пределах нефтегазоносные области, районы и т. д. 2. Наиболее существенные отличия в обстановке нефтегазонакопления, имеющей место в ГПН различных типов, заключаются в наборе, формационном составе и стратиграфическом объеме нефтегазоносных этажей. Одновременно между различными поясами одного типа, например, Северо- и Южно-Средиземноморскими и Тихоокеанским перикратонными, а также отдельными бассейнами, входящими в состав ГПН, в обстановке нефтегазонакопления намечаются черты сходства и различия, имеющие более частное значение. 3. По совокупности показателей для поисков крупных скоплений углеводородов наиболее перспективны перикратонные мегабассейны. 4. Обратные соотношения между рельефом морского дна и залеганием «ложа» осадочной толщи, подмеченные в ряде перикратонных и внутрискладчатых мегабассейнов (Беринговоморском, Татарско-Япономорском и др.), наряду с изложенными выше особенностями тектонического строения и истории развития свидетельствуют о возможностях миграции углеводородов в сторону глубоководных котловин и перспективности многих из них для поисков скоплений нефти и газа. 2.2 ЗАКОНОМЕРНОСТИ РАЗМЕЩЕНИЯ МОРСКИХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ НЕФТИ И ГАЗА В АКВАТОРИИ ТИХОГО ОКЕАНА. В пределах Тихоокеанского сегмента Земли распространены эпигеосинклинальный, внутрискладчатый и перикратонный главные пояса нефтегазообразования и нефтегазонакопления. Принципиальные черты строения этих поясов были рассмотрены в гл. 2 и 3. В ряде осадочных бассейнов, входящих в состав этих поясов, - Калифорнийском, залива Кука. Татарско-Япономорском и Индосинийско-Яванском (Сиамский залив, шельфы о. Калимантан и другие районы) - выявлены группы морских месторождений нефти и газа, что позволяет наметить некоторые закономерности их размещения и формирования. Среди этих месторождений 12 крупных, характеризующихся рядом существенно неоднозначных показателей: тектонической позицией, стратиграфической приуроченностью продуктивных пластов и пачек, коллекторскими свойствами и др. |
Похожие:
 |
Федеральный горный и промышленный надзор россии постановление Утвердить "Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе" |
 |
Госгортехнадзор СССР согласованы При разведке и разработке нефтяных и газовых месторождений на континентальном шельфе СССР |
|
1. Являются ли обязательными для исполнения "Правила безопасности... Б аттестация руководителей и специалистов организаций, осуществляющих разработку нефтяных и газовых месторождений |
|
Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых... Связь и сигнализация. Автоматизированные системы безопасности, контроля и оповещения на мнгс |
|
Правила безопасности при разведке и разработке нефтяных и газовых... Настоящие Правила разработаны в соответствии с Положением о Госгортехнадзоре России, утвержденным Указом Президента Российской Федерации... |
|
Методические указания по комплексированию и этапности выполнения... О введении в действие Методических указаний по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических... |
|
I. Экстремальные условия с психологических позиций Двадцатый век характеризуется интенсивным освоением человечеством глубин морей и океанов, воздушного и космического пространства,... |
|
Правила разработки нефтяных и газонефтяных месторождений Госгортехнадзора и других организаций при проведении работ, связанных с разведкой, подсчетом запасов нефти и газа, проектированием... |
|
Рабочая программа дисциплины Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений полезных ископаемых |
|
Рабочая программа учебной геодезической практики «Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых» |
|
Исследование качества воды. Тема Водная оболочка Земли – гидросфера включает в себя совокупность всех водных объектов земного шара: океанов, морей, рек, озер, водохранилищ,... |
|
Оценки воздействия на окружающую среду (овос) «Получения смесей грунтошламовых отвержденных и их применения на территории нефтегазовых месторождений Западной Сибири» |
|
Рабочая программа геологосъемочная практика направление подготовки (специальность) 130101 «Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых» |
|
Программа учебной практики по бурению Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых; Геология нефти и газа |
|
Рабочая программа дисциплины Компьютерные технологии в геологии Специализации: Геологическая съемка, поиски и разведка месторождений твердых полезных ископаемых; Геология нефти и газа |
|
Реферат по дисциплине “Геология, поиск и разведка нгм” на тему: «Залежи... Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России |