Геология полезных ископаемых - Смирнов В.И.
Скачать (прямая ссылка):
KM
Интенсивность генерации
Диагенетическая зона газообразования
СН, \ Верхняя катагенетичес-* I кая зона газообразования
Главная зона нефтеобразования
Зона образования газоконденсатов
Нижняя ката генетическая или главная зона г азообразования
KM
0
1,2 1,6
3,0 3,6
10 20 3D 40 50%
f.5% -газ 7% -нефть
33
14
10
~36
Высокий /7,
HM
6,0
3 % от содержания С0рг 6 глинистых лоро ах на данном этапе катагенеза
0,5 7с-газ O1O- нефть
Рис. 322. Условия образования нефти в разрезе осадочных пород. По И. Вассоевичу.
а — принципиальная схема вертикальной зональности генерации нефти и газа органическим веществом в процессе литогенеза. R0 — отражательная способность витрииита в масле; Янм — нефтематеринский потенциал (приблизительно определяется величиной атомарного отношения H : С) б — распределение по глубинам запасов нефти н газа в гигантских, крупных и средних месторождениях
чаще всего являются глинистые сланцы и массивные нетрещиноватые породы.
Миг /рация нефти и газа. Большинство геологов считают, что современные залежи нефти и газа сформировались вследствие миграции их в жидком и газообразном состоянии ,в течение того или иного геологического времени и на то или иное расстояние. В связи с этим Н. Вассоевич относит месторождения нефти и газа к осадочно-миграци-онным. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, коллектирующих нефть и газ. Миграция может быть вертикальная, боковая и комбинированная. Миграция осуществляется вследствие статической или динамической нагрузки пород, выжимающих нефть и газ, а также при свободной диффузии этих ве-
ществ из областей ,высокого давления в зоны !меньшего давления. Масштабы перемещения нефти и газа до конца не определены.
Геологические структуры г а з о нефтяїньї X месторождений. Наиболее подробно вопросы геологической структуры газонефтяных залежей, месторождений и бассейнов^ рассмотренны Л Бродом и его сотрудниками, по данным которых они и освещаются.
Залежи газа и нефти по особенностям их строения разделяются на две группы: 1) пластовые, 2) массивные, в том числе литологически ограниченные. Основная особенность пластовых залежей заключается в приуроченности скоплений нефти и газа к строго определенным (пластам— коллекторам. Пластовые залежи подразделяются на сводовые, тектонически, стратиграфически и литологически экранированные. Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определенным пластам. Они подразделяются на залежи в структурных, рифовых, соляных ;и эрозионных выступах,.
Среди литологически ограниченных залежей намечаются пластовые и шнурковые !разновидности. Общая схема строения перечисленных групп залежей приведена на рис. 323.
Месторождения газа и нефти, состоящие из серии залежей, подчиненных единой геологической структуре, различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур: 1) связанные с антиклиналями, 2) связанные с моноклиналями. В платформенных газонефтеносных районах намечаются четыре группы структур; 1) в куполовидных и брахиантиклинальных поднятиях, 2) в эрозионных и рифовых массивах, 3) в гомоклиналях, 4) в синклинальных прогибах (рис. 324).
. Газонефтяные бассейны, представляющие собой области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры и заключающие серии газонефтяных месторождений, по их тектоническому положению разделяются на четыре группы. К первой группе газонефтеносных 'бассейнов, приуроченных к внутриплатформенным прогибам, принадлежит ряд 'крупных районов. В прогибе на докембрийском основании находятся Мичиганский и Иллинойсский бассейны Северной Америки, на палеозойском основании расположены Мезенско-Камский, Печорский, Урало-Волжский и Днепровско-Донецкий бассейны Русской платформы и некоторые бассейны Северной Америки. Вторая группа охватывает бассейны прогнутых краевых частей платформ. Их примером могут служить Северо-Каспийская впадина, возможно впадина Западно-Сибирской низменности и газо-нефтеносный бассейн Голфкост у берегов Мексиканского залива. Третья группа контролируется впадинами древних глыбовых гор. К н,им принадлежат бассейны Ферганской и Таджикской впадин в СССР, Джуйгарский, Таримский и другие бассейны Китая, бассейны Скалистых гор США и др. Четвертая группа связана с 'предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений. В нее входят Средне-Каспийский, Южно-Каспийский, Азово-Кубанский, Предкарпатский и Сахалинский бассейны в СССР, а за границей Ирано-Аравийский, Паннонский, Трансильванский, Калифорнийский и другие бассейны.
Геологический возраст. Нефть и газ способны мигрировать из одних пород в другие, поэтому о времени их образования говорить трудно. Можно лишь определять возраст вмещающих их толщ. Наиболее древние проявления нефти обнаружены в синийских породах Сибири. Они известны в кембрийских, ордовикских и силурийских породах. Но наиболее значительные и широко распространенные месторождения горючего газа и- нефти начинают встречаться во всевозрастающем коли" честве начиная с отложений девона до третичного возраста включительно. Причем большинство палеозойских месторождений этих полезных ископаемых приурочено к внутренним и краевым частям платформ.
