Cтраница 4
Древние платформы и некоторые прогибы молодых складчатых областей в подвижных поясах характеризуются преимущественно нефтеносностью, а молодые платформы и некоторые более древние складчатые области - повышенной газоносностью. На древних платформах, где основная нефтеносность связана с палеозоем, наибольшая часть нефти располагается на глубинах до 2 5 км, в краевых частях глубже. В бассейнах, где происходило интенсивное мезозойское погружение, максимум скопления залежей находится в интервале 2 5 - 3 км. В бассейнах мощного преимущественно кайнозойского погружения залежи, как на окраинах платформ, так и в подвижных поясах вскрываются на глубинах до 5 - 6 км и, возможно, глубже. Распределение залежей нефти по глубинам в бассейнах различного типа определяется геотермической историей бассейна, а также зависит от качества флюидоупоров. В молодых подвижных поясах и под покровами на краях платформ тектоника сильно влияет на режим бассейна на значительных глубинах. В связи с наличием покровов устанавливается многоэтажность нефтеносности по глубине. В телах покровов нефтяные месторождения залегают на небольших глубинах ( например, в карпатских скибовых зонах), а под ними на значительно большей глубине располагается другой этаж нефтеносности. [46]
Только чередование в разрезе пород-коллекторов и флюидоупоров, наряду с другими факторами, создает оптимальные условия для образования промышленных скоплений УВ. Так, например, Апшеронский и Таманский полуострова, расположенные соответственно на юго-восточном и северо-западном погружениях Большого Кавказа, обнаруживают много общего в истории геологического развития. Как на Апшерон-ском, так и на Таманском полуострове развиты отложения неогена, слагающие диапировые структуры, осложненные грязевыми вулканами. Однако, несмотря на сходство геологического строения, эти регионы резко различаются по нефтегазонос-ности: если на Апшероне смогли сформироваться местоскоп-ления нефти и газоконденсата, - то на Таманском полуострове значительных, промышленных скоплений УВ до сих пор не обнаружено. Одной из главных причин этого является тот факт, что на Апшероне при прочих равных условиях имеет место чередование пород-коллекторов с хорошими емкостно-фильтрационньши свойствами и флюидоупоров, в то время как на Таманском полуострове разрез сложен преимущественно глинисто-мергельными глубоководными отложениями без значительных прослоев пород-коллекторов. [47]
В качестве одного из доказательств он приводит сведения о наличии в рапе растворенного органического вещества и углеводородных газов. Любопытно отметить, что аномальное газосодержание по сравнению с фоновыми значениями наблюдается в целом ряде случаев на 50 - 100 м выше по разрезу солей, чем рапонасыщенный интервал ( В.А.Кудряков, Т.Н.Авазов), а расположение в плане строго локализовано и имеет линейно вытянутую форму. То есть в данном случае можно с уверенностью говорить не только о вертикальной миграции, но и о том, что эта миграция в определенные этапы геологического развития ( тектонически активные) осуществляется сквозь соли, ранее рассматриваемые как абсолютные флюидоупоры. [48]
Анализируя причины неполучения изданном этапе промышленных притоков углеводородов в столь многочисленных скважинах, вскрывших фундамент на такие значительные мощности, можно констатировать следующее. Скважины заложены, в целом, в благоприятных условиях: на эрозионных выступах фундамента, вблизи крупных разломов, в зонах непосредственного контакта пород фундамента с потенциальными нефтегазообразующими осадочными толщами. В процессе бурения скважин выявлены многочисленные зоны пород-кол лекторе в, насыщенных пластовыми флюидами, установлена благоприятная геохимическая и гидрогеологическая характеристика разреза. Возможным объяснением неполучения притоков углеводородов может быть отсутствие благоприятного сочетания всех необходимых и достаточных геологических условий для формирования, размещения и сохранения скоплений нефти / газа. Без детального знакомства со всеми материалами трудно назвать те отдельные факторы, которых недостает. Возможно это генерационный потенциал нефтематеринских толщ; в работе этот вопрос детально не рассмотрен. Возможно отсутствие надежных флюидоупоров для залежи в фундаменте. Не рассмотрен в работе и вопрос о синхронизации формирования ловушки, коллектора, флюи-доупора, процессов генерации ОВ и миграций микронефти, формирования и сохранения залежи углеводородов. Возможны и другие причины. Безусловно, полученные материалы и проведенные исследовательские работы вносят серьезный вклад в решение проблемы нефтегазоносности фундамента. [49]