Нефтегазоносные формации, комплексы и природные резервуары для нефти и газа

Осадочные (осадочно-породные) бассейны образованы мощными толщами разновозрастных осадочных и вулканогенно-осадочных пород, содержащих нефтегазоматеринские отложения, генерирующие жидкие и газообразные углеводороды, и породы-коллекторы, слагающие природные резервуары. Парагенетическое единство тех и других, объединяемых близостью фациальной характеристики осадков, позволяет выделить литологически сходные ряды нефтегазоносных формаций, как платформенных, так и геосинклинальных. Общность же условий нефтегазонакопления и стратиграфической принадлежности отложений определяет группы их в виде нефтегазоносных комплексов. Они отличаются по составу пород, степени их преобразованности и, как следствие этого, могут отличаться по характеру нефтегазоносности.

Нефтегазоносные комплексы являются составными частями нефтегазоносных бассейнов. Разведка нефти и газа часто ведется в отдельности на каждый из комплексов. В некоторых бассейнах разнородные комплексы разделены между собой толщами, которые не являются нефтегазоносными. Это, например, мощные соленосные разрезы в Прикаспийской впадине, где надсолевые (в основном мезозойские) и подсолевые (палеозойские) толщи образуют различные комплексы. Комплексы могут быть разделены крупными региональными несогласиями. А.Н. Дмитриевский рассматривает нефтегазоносные комплексы как породные системы, обладающие способностью, прежде всего, аккумулировать углеводороды, а часто и генерировать их. Комплексы состоят из двух главных элементов: породы-коллекторы и плохо проницаемые породы – флюидоупоры; иногда сюда же относятся и нефтегазоматеринские породы.

Нефтегазоносные комплексы являются, таким образом, совокупной частью геологических тел разных форм и генезиса – природных резервуаров, благоприятных для формирования залежей углеводородов, и ограничивающих их пород, способствующих консервации залежей, удержанию их в пределах ловушек в течение длительного геологического времени. Нефтегазоносный комплекс является понятием нефтяной геологии, а в общей теоретической геологии существует понятие формации (геоформация). Между нефтегазоносными комплексами и формациями нет прямого соответствия. Комплекс может быть представлен одной формацией или охватывать две-три самостоятельные формации. Применение формационного анализа позволяет дать более полную характеристику нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров внутри них.

Поскольку природные резервуары различного типа связаны с разными геологическими формациями, есть смысл в этой связи коротко остановиться на существе понятия последних с точки зрения роли различных породно-слоевых ассоциаций в формировании нефтегазоносных комплексов и природных резервуаров.

Термин «формация» впервые ввел в геологию немецкий естествоиспытатель А.Г. Вернер в 1781 г. В его трактовке это понятие отображало представление о естественной ассоциации /серии/ горных пород в разрезе. Этот термин имел у А.Г. Вернера и стратиграфический смысл. Понятие о формации в качестве стратиграфической единицы (примерно равной свите) сохранилось в США и ряде других стран. В России понятие формации употребляется как общегеологическая категория. Основы современного представления о формации (геоформации) как историко-генетической категории были заложены М. Бертраном в 1846 г. Им было показано на примере осадочных пород, обнажающихся в Альпах, что отрезки времени образования характерных толщ или формаций, например таких, как флиш или моласса, соответствуют определенным этапам развития геосинклиналей (флиш ? доскладчатый этап, моласса ? после начала складчатости и горообразования). Таким образом, М. Бертран сделал понятие формации стадийным, соответствующим определенной стадии тектонического развития, т.е. историческим.

Впоследствии этот подход был развит в трудах В.В. Белоусова, Н.Б. Вассоевича, В.Е. Хаина. В 1940 г. Н.Б. Вассоевич выразил мысль, что формация отражает не только определенную стадию развития, но и особенности этой стадии в применении к разным тектоническим условиям, таким образом, он добавил к стадийному принципу зональный. Несколько другой подход принят в трудах сторонников так называемого парагенетического направления (Н.С. Шатский, Н.П. Херасков, Н.А. Крылов и др.). Под формацией эти авторы понимают естественные комплексы (ассоциации) горных пород, отдельные части которых парагенетически связаны между собой как по горизонтали, так и по вертикали. Совместное нахождение, обусловленное образованием (парагенез), представляется единственным объективным критерием. Сторонники второго направления признают связь со структурами, этапами их развития, но эта связь, по их мнению, проявляется уже как результат субъективных суждений.

Формация, с точки зрения системно-структурного анализа, является сложной природной системой и занимает определенное место в ряду уровней организации материи между категориями «порода» и «литосфера Земли». Содержание понятия формации очень богато и его нельзя сводить к простой ассоциации пород. Во флише, например, наборы пород могут быть очень различными, но характер строения и способ образования, зависящие от структурногеоморфологических условий, будут одинаковы. Эти, главным образом, тектонические, условия и определяют облик флиша как формации.

По определению В.Е. Хаина, формация ? это естественное и закономерное сочетание горных пород (осадочных, вулканогенных, интрузивных), связанных общностью условий образования и возникающих на определенных стадиях развития основных структурных зон земной коры. Автор данного определения показывает, что выделять категории формаций можно по разным признакам (литологическим, тектоническим, по обстановкам образования). Обобщающая классификация формаций по наиболее крупным геотектоническим элементам земнойоры и с учетом климатических условий составлена В.Е. Хаиным (таблица 1).

Для внутренних (эвгеосинклинальных) зон и межгорных прогибов геосинклинальных областей он выделяет на ранней (начальной) стадии их развития спилито-кератофировую формацию, на средней стадии ? флишевую формацию с субформациями карбонатного, терригенного и туфогенного флиша; на поздней стадии развития ? лагунную формацию (с подформациями соленосной и угленосной) и на заключительной стадии ? наземно-вулканогенную (порфировую) формацию. Из числа этих формаций преимущественный интерес для образования сингенетичных или эпигенетичных залежей УВ и прогнозирования нефтегазоносности может представлять лагунная формация (в ее составе соль как покрышка), отчасти терригенный флиш (в его составе глинистые образования как фактор активной генерации углеводородов).

Для внешних (миогеосинклинальных) и краевых (передовых) прогибов В.Е. Хаин выделяет аспидную (сланцево-граувакковую) формацию на ранней стадии, известняковую геосинклинальную формацию с субформациями битуминозных известняков и барьерных рифов средней стадии. На поздней орогенной стадии выделяются нижняя молассовая формация с морской нефтеносной, паралической угленосной и лагунной соленосной субформациями и на заключительной стадии ? верхняя молассовая формация обычно континентальных часто угленосных отложений в основном грубообломочного состава. Роль этих формаций в нефтегазоносности также неодинакова. Породы нижней молассы нефтеносны во многих районах, рифовой субформации ? в определенных зонах, верхняя моласса также иногда нефтепродуктивна.

На устойчивых платформах на ранней стадии выделяется морская трансгрессивная терригенная формация, на средней ? карбонатная платформенная (с субформациями гипсово-доломитовой и рифовой, а также битуминозных мергелей и глин). Для начала поздней стадии характерна морская регрессивная терригенная, которая затем сменяется верхней паралической угленосной (в аридном климате ей соответствует эвапоритово-красноцветная). Завершает ряд формация заключительной стадии красноцветно-континентальная (или покровно-ледниковая). Породы всех платформенных формаций имеют существенное значение для оценки нефтегазоносности, наибольшую же роль играют морская терригенная и карбонатная. На подвижных платформах широкое развитие получают лимнические часто угленосные, а в аридных условиях ? карбонатнокрасноцветные формации с характерной эпигенетической нефтегазоносностью.

Участие карбонатных пород в различных геосинклинальных комплексах очень изменчиво. В некоторых геосинклинальных областях (Кавказ, Урал) известняки и доломиты слагают мощные толщи, в других случаях породы геосинклиналей совсем не содержат известняков (Верхоянье). Резкая изменчивость геосинклинальных отложений вкрест простирания структур часто сопровождается в приподнятых зонах размывом отдельных комплексов и наличием перерывов и несогласий между ними. В соседних же зонах прогибания эти же толщи могут залегать согласно и характеризоваться непрерывностью разреза. Это важно учитывать при выделении природных тел-вместилищ для нефти и газа, сингенетической и эпигенетической нефтегазоносности в них.

Это хорошо можно видеть в Дагестане, где принесенный с Русской платформы терригенный материал в тортонский век неогена способствовал образованию чистых кварцевых хорошо отсортированных песков с хорошей пористостью и проницаемостью. Вместе с тем, благодаря наличию в разрезе глинистых нефтематеринских пород значительной мощности они характеризуются в основном высокой сингенетической нефтегазоносностью.

Молассовые формации объединяют как осадочные комплексы орогенного этапа развития бывшей геосинклинали, так и осадочные комплексы в пределах эпиплатформенных орогенов. По своему составу они имеют много общего. Наиболее характерные части их, имеющие терригенный состав, сложены преимущественно песчаными и конгломератовыми разностями. Обычно эти толщи, называемые молассами, включают морские и континентальные осадки. Для молассовых отложений типичен полимиктовый состав и за исключением отдельных зон (донных течений и др.) относительно слабая отсортированность материала. С молассами, особенно верхними, в основе своей эпигенетически нефтегазоносными, парагенетически связаны разнообразные лагунные и прибрежно-морские отложения полузамкнутых водоемов. Среди них отмечаются карбонатные и галогенные породы, образовавшиеся в условиях минимального привноса обломочного материла и играющие роль флюидоупоров. Существенной частью многих молассовых комплексов являются продукты наземных вулканических извержений.

В основании орогенных формаций в пределах эпиплатформенных орогенов, также как и чехла молодых платформ, нередко можно встретить ко?ры выветривания. В зависимости от того, в какой геотектонической зоне будет располагаться рассматриваемый нефтегазоносный бассейн, строение его чехла будет характеризоваться тем или иным набором потенциально нефтегазоносных формаций. Терригенные породы внутренних впадин древних платформ характеризуются преимущественно кварцевым составом с весьма малым, подчиненным содержанием полевых шпатов и других минералов и обломков пород. Обычно здесь развиты кварцевые и олигомиктовые разности, мелко- и среднезернистые, хорошей и средней отсортированности, чередующиеся с нефтегазоматеринскими глинами.

Так, в районах Волго-Уральской провинции нефтеносными являются породы нижней терригенной формации средне-верхнедевонского возраста. Она отличается небольшой мощностью, но имеет широкое площадное распространение. Здесь в составе девонских продуктивных горизонтов (ДО-Д4) отмечается высокое содержание кварца (98%), резко подчиненное – полевых шпатов и наиболее устойчивых акцессорных минералов ? граната, циркона, турмалина, рутила. Это связано с длительным и неоднократным переотложением местного материала, высока и степень его отсортированности. Очень близким является минералогический состав и терригенной толщи пермокарбона ? верхней терригенной формации. На Башкирском своде количество кварца уже уменьшается: сказывается соседство Урала с привносом продуктов разрушения зеленосланцевых пород. Следует отметить повсеместно доминирующий здесь сингенетично нефтегазоносный тип терригенных формаций девона и нижнего карбона.

В НГБ краевых частей древних и молодых платформ характер нефтегазоносности несколько иной. В юрской нефтеносной толще Эмбенского района наряду с кварцем в значительном количестве присутствуют полевые шпаты. В тяжелой фракции преобладают циркон, турмалин, рутил. В некоторых районах Западной Сибири среди зерен много обломков пород. В Предкавказье на платформенном борту Азово-Кубанского и Среднекаспийского осадочного бассейнов в сингенетично-нефтегазоносных толщах содержится кварца до 70%; в олигоценовых хадумских отложениях – кварца не более 56%, до 20% приходится на долю полевых шпатов, встречаются разности полимиктового состава (рис. 14).

В разрезах геосинклинальной части бассейнов содержание кварца уменьшается до 50% (меловые породы, майкопская серия), увеличивается роль полевых шпатов (25-30%). Основными типами здесь являются олигомиктовые, полимиктовые, нередко аркозовые разности. В зонах устойчивых  однятий, содержащих сингенетические залежи нефти и газа, отсортированность обломочного материала является высокой.

В бассейнах внутрискладчатого типа (Южно-Каспийский) в терригенных сингенетично нефтегазоносных породах на первое место выходят полевые шпаты, а затем кварц. Исключением является плиоценовая эпигенетично продуктивная толща Апшерона преимущественно кварцевого состава, образовавшаяся за счет сноса материала с Русской платформы.

Очень пестрый материал в межгорных впадинах (например Ферганской), здесь в составе сингенетично нефтегазоносных пород обломки всего, что разрушалось в окружающих горах. Преобладают полевые шпаты и обломки пород. По гранулометрическому составу материал часто весьма разнороден, что связано с накоплением его в выносах бурных потоков. Отсортированность материала большей частью невысокая.

При характеристике формаций важна возможность их практического использования (соленосные, угленосные формации). Различные аспекты изучения и подходы к выделению формаций могут с полным основанием рассматриваться как разные стадии познания (или познания их свойств на разных этапах развития). Одним из важнейших свойств является нефтегазоносность. Нефтегазоносные комплексы по-разному соотносятся с осадочными (и некоторыми другими) формациями. Эти комплексы иногда могут полностью совпадать с формациями, являясь их частями или, даже охватывать несколько формаций (одна – материнская, другая – коллекторская, третья – экранирующая).

Платформенные морские терригенные формации представляют широкие и протяженные полосы, имеющие в поперечном разрезе характер весьма уплощенных линз мощностью в десятки и сотни метров. По блокам эти полосы окаймляются преимущественно континентальными отложениями, развитыми в пределах древних поднятий, или глинистыми и глинисто-карбонатными – в пределах депрессий. Внутри линзы ритмично чередуются песчаники, алевролиты и аргиллиты, иногда известняки. В нижней части комплекса состав песчаников более грубозернистый, в верхней части материал более мелкозернистый, преобладающими здесь являются алевролиты. Такие комплексы подробно охарактеризованы Н.А. Крыловым, А.К. Мальцевой, М.Я. Рудкевичем и другими исследователями. По данным Н.А. Крылова и А.К. Мальцевой, песчаники таких комплексов на древних платформах в основном кварцевые, зернистость и степень отсортированности их различны, наилучшие они в зонах перемывов.

Глинистое вещество аргиллитов и всех типов алевролитов представлено в основном гидрослюдой и каолинитом. В цементе обломочных пород, кроме глинистого материала, значительную долю составляют также карбонаты и железистые образования. Примером подобных толщ могут служить эйфельсконижнефранские отложения Волго-Уральского региона. Они содержат целый ряд нефтеносных песчано-алевритовых пластов, являющихся основными продуктивными горизонтами на многих месторождениях Урало-Поволжья (пласты Д5, Д4, ДЗ, Д2, Д1, ДО, Д-К). Сравнительно однородный минеральный состав и хорошая отсортированность обеспечивают хорошие физические свойства нефтеносных пород (пористость 19-21%, проницаемость 400-500 мД). С рассматриваемым комплексом связаны гигантские Ромашкинское, Шкаповское, Белебеевское и др. месторождения. Основные залежи приурочены к пластам Д1 и ДО пашийского и кыновского горизонтов нижнефранского подъяруса. Фильтрационноемкостные свойства песчаных горизонтов весьма высокие. Проницаемость достигает 1,5-2 Дарси, открытая пористость на Газлинском месторождении Туранской плиты – 20-32%.

Глауконитовые формации эпипалеозойских плит развиты в северном и южном полушариях. Они являются, в частности, нефтегазоносными в бассейнах Австралии. С континента они, по-видимому, протягиваются в пределы шельфов под воды океанов.

Основные типы терригенных комплексов. Терригенные комплексы нефтегазоносны на древних и молодых платформах, в краевых прогибах, межгорных впадинах и на континентальных окраинах. Песчано-глинистые комплексы морского относительно мелководного генезиса (в основном, шельфовые отложения) представлены толщами в десятки, редко сотни метров, сложенными чередованием песчаников, алевролитов и глин. Примерами подобных толщ могут служить эйфельско-нижнефранские отложения Волго-Уральского и Тимано-Печорского регионов, неокомские породы Среднего Приобья в Западной Сибири и др. Эти комплексы распространены на широком пространстве, и в фациальном отношении они неоднородны, сменяясь в краевых частях прибрежноморскими мелководными, лагунными и дельтовыми образованиями, а в более глубоководной – терригенно-карбонатными отложениями.

А.К. Мальцева и Н.А. Крылов отмечают, что песчано-глинистые комплексы на древних платформах обычно располагаются в низах крупных тектоноседиментационных циклов. Многие пласты хорошо выдержаны по простиранию. Сравнительно однородный минеральный состав хорошо отсортированных песчано-алевритовых пород обеспечивает высокие физические свойства нефтеносных пород.

Для мезозойско-кайнозойских окраин древних и молодых платформ характерны песчаные полевошпатово-кварцевые толщи, породы которых содержат в заметном количестве глауконит. Эти комплексы шельфового образования имеют очень широкое площадное развитие и переходят с края молодых платформ в пределы предгорных (краевых) прогибов. Примером в этом отношении является нижнемеловой терригенный комплекс Предкавказья, к которому приуроченобольшое количество сингенетичных нефтяных и газовых месторождений. К подобному комплексу относится и крупное Газлинское газоконденсатное месторождение на Туранской плите. В верхней части песчано-глауконитового комплекса, как правило, залегает мощная глинистая пачка, играющая роль регионального флюидоупора.

В предгорных краевых прогибах этот комплекс нередко тесно ассоциируется с нижней молассой ? характерной орогенной формацией, очень важной в нефтегазоносном отношении. На Евроазиатском континенте от Пиреней до Дальнего Востока все молодые предгорные прогибы выполнены этими молассами. Обычно они отделяются мощным нефтегазопроизводящим глинистым разделом от нижележащих комплексов; это менилитовые слои Карпат, майкопская серия Предкавказья, свита офисина венесуэльской части Предандийского прогиба и другие аналогичные толщи. Вышележащая моласса образует известные крупные нефтеносные комплексы: среднемиоценовая толща Восточного Предкавказья, продуктивная толща Апшерона, красноцветы Закаспия и др. Песчано-алевритовый состав, большая мощность (до нескольких тысяч метров) и значительные перепады мощностей вкрест простирания основных структур составляют характерные черты молассовых толщ.

Генетические типы отложений различны. В разрезах встречаются и дельтовые породы с косой слоистостью и склоновые отложения скоростных потоков и озерные толщи. Литолого-минералогическая характеристика типов пород чрезвычайно различается в зависимости от источников сноса и способа отложения. При поступлении отсортированного материала с платформ, хорошей их промытости, при быстром переносе формируются пласты песчаников с высокими физическими свойствами. Нередки в составе также известняки-ракушняки с высокой степенью пустотности.

Песчано-глинистые угленосные и субугленосные комплексы широко развиты на молодых платформах и в меньшей степени на древних. К числу таких характерных комплексов относятся мелководно-шельфовые, в т.ч. рукавообразно-дельтовые, нижнекаменноугольные отложения Русской плиты (рис. 15), близкие по условиям залегания нижнесреднеюрские породы Предкавказья, Западной Сибири и Туранской плиты. Комплексы сложены песчаными и глинисто-алевритовыми породами, содержащими огромное количество мелкодетритового рассеянного органического вещества в углистой форме. Здесь же может находиться и концентрированное вещество в виде углей, а также субвулканические тела.

Преимущественно гумусовый состав органического вещества определяет широкие масштабы газоносности этих комплексов, не исключая, конечно, и их нефтеносности. Полифациальность и резкая литологическая изменчивость комплексов обусловливают сложные формы тел природных резервуаров и резкие изменения свойств пород. Здесь распространены прибрежно-морские, лагунные, дельтово-аллювиальные, озерные и другие комплексы фаций. Среди этих толщ наибольшим распространением пользуются природные резервуары третьей группы со сложным литологическим ограничением. Мощности субугленосных комплексов на молодых платформах велики и достигают 2-2,5 км.

Помимо участия в плитных формациях субугленосные комплексы выполняют грабены в нижних частях разреза платформ и впадины погребенных орогенов, т.е. выделяются в качестве так называемых переходных комплексов. В связи с резкой изменчивостью, невыдержанностью песчаных пачек, отсутствием выдержанных глинистых разделов субугленосные комплексы редко содержат крупные скопления углеводородов, но благодаря огромному количеству образующихся в них газов они насыщают вышележащие толщи. Характерен пример гигантского газового месторождения Гронинген в Голландии, которое находится в красноцветах нижней перми, а образовано за счет миграции углеводородов из подстилающих угленосных газоматеринских пород карбона.

Красноцветные (или пестроцветные) терригенные комплексы относятся по генезису к континентальным и отражают аридные засушливые условия. В вертикальных формационных рядах чехлов платформ красноцветные комплексы отвечают обычно заключительным этапам крупных циклов. Типичным примером красноцветной песчано-глинистой платформенной толщи может служить нижнепермская формация ротлигендса («красный лежень») на Западно-Европейской платформе, которая является одним из основных нефтегазоносных комплексов в Голландии и бассейне Северного моря. По существу, это отложения пустынь ? погребенные дюны и барханы, что видно по характеру обломочных зерен, цементу на их поверхности. Примером типичного пестроцветного комплекса является титон-неокомская терригенная толща в Амударьинской синеклизе на Туранской плите.

Красноцветные терригенные толщи являются также характерным комплексом переходных (доплитных) тел в грабенах фундамента древних платформ. Пестроцветные комплексы, подобно угленосным и субугленосным, чаще всего полифациальны, и в них формируются природные резервуары литологически ограниченного типа, однако встречаются и массивные разновидности.

Нефтегазосодержащие породы с наилучшими свойствами связаны с телами эолового и прибрежно-морского дюнного образования. Широкое развитие, особенно в бассейнах Китая (Ордосском, Сунляо и в смежных с сушей бассейнах шельфа и др.), имеют эпиконтинентальные толщи лагунно-озерного происхождения, сменяющиеся морскими на шельфах. Развитые здесь тела песчаных баров, дельт и подводных конусов, формировавшихся на склонах крупных озер и морских шельфов, являются прекрасными природными резервуарами.

Терригенные комплексы континентальных окраин и смежных шельфов приобретают все большее значение. Они развиты также в переходных зонах от континентальной к океанической коре. В настоящее время основное значение имеют два вида комплексов ? дельтовые, выдвинутые в океан или окраинные моря, и аккумулятивные – на крутых ступенчатых склонах типа бордерлендов. Крупные дельтовые тела известны на пассивных окраинах; образовавшие их речные артерии приурочены к зонам разломов, поперечных к краю континента. Наиболее типичными и хорошо изученными являются дельты р. Нигер на западе Африки, р. Маккензи на северном побережье Канады и р. Миссисипи в Мексиканском заливе. Наиболее крупной, в основном, подводной, является объединенная дельта p.p. Ганг и Брахмапутра в Бенгальском заливе.

Размеры дельт, которые часто протягиваются от устья реки до подножья континентального склона, составляют сотни км, а у Ганга-Брахмапутры – даже тысячи. Мощность отложений достигает 8-10 км и более. Формирование дельт началось в конце мезозоя и продолжается до настоящего времени. При накоплении материала и наращивании дельт в сторону океана (т.н. процесс проградации) образуются крупные наклоненные от континента тела линзовидной формы, выклинивающиеся как в сторону суши, так и акватории (рис. 16).

Крупные песчано-алевритовые пачки разделены глинами. Отдельно выступающие рукава дельт (как в случае р. Миссисипи) образуют в плане рукавообразные, а в поперечном разрезе – линзовидные тела (рис. 17). По периферии дельт на мелководье приливно-отливные движения воды формируют из выносимого материала валообразные вытянутые тела – бары (рис. 18). Состав отложений различен и изменяется в зависимости от удаленности от берега. Песчаники, в основном полимиктовые, но неоднократный перемыв способствует формированию в целом хороших коллекторских свойств с высокой пористостью; выносимый вместе с обломочным органический материал существенно влияет на повышение генерационных способностей отложений.

Типы природных резервуаров различные, наряду с пластовыми присутствуют выклинивающиеся и линзовидные тела. Многие крупные месторождения в более древних отложениях также связаны с дельтовыми образованиями на окраинах континентов, к ним можно отнести, в частности, месторождения Узень и Жетыбай в юрском комплексе на Мангышлаке. Выше уже упоминалось, что отдельные части предгорных моласс также имеют дельтовое происхождение.

Основные типы карбонатных комплексов и природных резервуаров. Основными минералами карбонатных толщ являются кальцит и доломит. Но, несмотря на такую минералогическую бедность, текстурно-структурное разнообразие карбонатных пород бесконечно велико. В связи с этим карбонатные толщи резко различаются по своим свойствам, характеру пустотного пространства и, следовательно, продуктивным качествам. Классификация карбонатных пород является трудной задачей, поэтому различие между комплексами также можно произвести только в общем виде.

Некоторые виды комплексов заключают в себе наиболее крупные и даже уникальные скопления углеводородов (особенно в районе Персидского залива). Это, прежде всего, относится к рифогенным известнякам, образующим выпуклые тела, которые носят общее название биогермы. Состав рифостроителей, т.е. организмов, скелеты которых образуют биогермы, весьма разнообразен. Это коралловые полипы, мшанки, различные двустворки, фораминиферы и т.д. Биогермы пластовой формы бывают образованы скоплениями карбонатного материала, который образовался в местах массового расселения некоторых видов водорослей. Такие тела называют строматолитами. Некоторые карбонатные породы имеют хемогенное или биохемогенное происхождение и образуют резервуары особого типа. К ним относятся, прежде всего, оолитовые и онколитовые известняки. Некоторые слоистые или массивные известняки имеют пелитоморфную или скрытокристаллическую структуру. Детальные исследования показывают, что они тоже имеют биогенную природу и сложены микроскопическими (несколько микрон) фрагментами раковинок планктонных водорослей ? кокколитофорид.

Карбонатные породы в большей мере, чем другие типы, подвержены различным вторичным преобразованиям, которые в корне меняют их физические свойства, а иногда и состав (процессы доломитизации). В этом состоит сложность выделения природных резервуаров, так как одна и та же порода в одних условиях совершено не может рассматриваться как резервуар, а в других приобретает очень высокие свойства. Прежде всего, это относится к пелитоморфным известнякам и мергелям, которые сильно подвержены трещиноватости, которая совершенно изменяет все их физические свойства.

В связи с отмеченным выше может быть несколько искусственно подразделять карбонатные толщи на следующие нефтегазоносные комплексы, отражающие также типы природных резервуаров: рифогенные, пластовые, массивно-трещиноватые. Среди карбонатных комплексов наиболее крупные скопления углеводородов приурочены к тем из них, которые содержат рифогенные тела. Внутреннее строение рифовых массивов сложное, и они не целиком слагают весь рифогенный комплекс. Есть карбонатные и глинисто-карбонатные литофации, разделяющие рифовые массивы. Слои имеют сравнительно скромную мощность ? это так называемые депрессионные фации. Сами рифовые тела резко выделяются в рельефе поверхности комплекса. Относительное превышение вершин массивов может достигать 1 ? 2 км.

В целом риф является резервуаром массивного типа, но внутри его различаются отличные друг от друга зоны. Это, прежде всего, ядро рифового массива, его склоны: они сложены скелетными остатками разных организмов. Кроме того, выделяется так называемый обломочный шлейф в нижней части склона, образованный при разрушении рифа абразией и т.п. Породы во всех этих частях имеют различную структуру и свойства. Кроме того, в рифах выделяются субгоризонтально протяженные зоны и горизонты, в которых породы выщелочены при выходе рифа выше уровня моря. Это горизонты развития так называемых «ситчатых» известняков с очень высокой пустотностью. Из этих зон получают особенно высокие дебиты нефти ? до нескольких сотен тонн в сутки. Такие дебиты известны в ряде месторождений Ближнего Востока и Мексики.

По форме рифы представляют более или менее изометрические куполовидные или с несколькими куполами на одном основании, вытянутые или кольцевые тела типа атоллов. Размеры массивов могут быть очень крупные. Рифовый массив каменноугольно-нижнепермского возраста газоконденсатного месторождения Карачаганак в Прикаспийской впадине превышает по длине 10 км, в ширину – до 4 км, в высоту – около 185 м. Крупный кольцевой риф того же возраста в Западном Казахстане, с которым связано гигантское месторождение нефти Тенгиз, в поперечнике превышает 20 км. Верхнедевонский рифовый массив Ледюк в Западно-Канадской провинции с приуроченным к нему гигантским нефтяным месторождением имеет размеры 40?20 км при высоте рифового тела около 300 м. Рифовые тела, образуя протяженные зоны (до 200 км и более), нередко сидят по краям так называемых «карбонатных платформ» ? мощных моноклинальнозалегающих толщ. Вместе с рифами они могут образовывать единые крупные массивные резервуары. В составе этого же комплекса выделяются банково-рифовые фации, близкие по генезису к рифовым массивам. Эти фации характеризуются узко зональным полосовидным распространением, и с ними связаны соответственно литологически ограниченные резервуары, развитые по бортам крупных впадин.

Пластовые резервуары в карбонатных толщах более редки, но в некоторых
случаях они обладают очень высокими качествами. Прежде всего, это пласты
оолитовых известняков, которые по структурно-текстурным особенностям очень
сходны с обломочными породами, однако по вторичным изменениям различные.
Комплексы, сложенные массивными известняками, образуют природные
резервуары преимущественно в зонах развития тектонической или литологиче-
ской трещиноватости или в участках развития кавернозности (чаще всего в до-
ломитах и доломитизированных известняках). Свод крупной складки в массив-
ных известняках, нарушенных трещинами, образует массивный резервуар. От-
дельные небольшие зоны трещиноватости и кавернозности обеспечивают воз-
никновение литологически ограниченных резервуаров. Переходную роль игра-
ют терригенно-карбонатные или глинисто-карбонатные комплексы с резервуа-
рами сложного вида. При послойном изменении свойств вследствии общей сис-
темы трещиноватости в этих толщах образуются массивные резервуары слож-
ного литологического состава.

Нетрадиционные комплексы. К числу комплексов, нефтегазоносность которых мала по сравнению с вышеописанными, относятся толщи, сложенные глинистыми, кремнистыми, вулканогенными, интрузивными, метаморфическими и другими породами. Их можно разделить на две группы. В глинистых и биогенных кремнистых толщах нефтеносность в большинстве случаев сингенетична. Природные резервуары разнообразной прихотливой формы возникают в них в процессе катагенеза, и само возникновение или увеличение пустот связано с генерацией нефтяных и газовых углеводородов и перестройкой минеральной матрицы породы. Не вдаваясь в детали, можно сказать, что в глинистых породах вследствие трансформации глинистых минералов, выделения связанной воды, генерации из органического вещества жидких продуктов и газов на определенной глубине возникают зоны разуплотнения. Какой-то участок породы вследствие роста внутреннего давления пронизывается системой трещин, и возникает природный резервуар, ограниченный со всех сторон менее измененными породами. Зачастую эти участки никак не связаны со структурно-тектоническими особенностями региона. Так, видимо, образовались резервуары в баженовской карбонатно-кремнисто-глинистой толще верхней юры в Западной Сибири (Салымское и др. нефтяные месторождения), в майкопской глинистой серии Ставрополья (Журавское и Северо-Ставропольское газовые месторождения).

Несколько по-иному происходят процессы в кремнистых толщах биогенного происхождения. На первых этапах «ажурная» структура створок диатомитовых водорослей и других организмов создает возможность существования природных резервуаров. В последующем в кремнистых толщах при повышенном содержании сапропелевого органического вещества протекают процессы, сходные с процессами в глинистых толщах. Образующиеся углеводороды занимают пустоты в возникшей к этому времени глобулярной структуре минерального скелета. При дальнейшем усилении катагенеза происходит растрескивание, и связанная система трещин способствует образованию резервуара пластового или массивного типов. На шельфе Калифорнии находится несколько месторождений, где кремнистые породы формации Монтерей миоцена промышленно нефтеносны. Самым крупным является сингенетичное нефтяное месторождение Пойнт-Аргуэльо. На Сахалине также открыто два месторождения в таких толщах. Сходным образом возникают природные резервуары в глинисто-карбонатных богатых органическим веществом так называемых доманикоидных толщах верхнедевонского возраста.

Что касается вулканогенных пород, то резервуары в них приурочены к туфам и другим разностям, пустотность которых связана с выходом газов из лавового материала или вторичным выщелачиванием. Нефтеносность их всегда эпигенетична. Регионально нефтеносным является, например, осадочно-туфогенный вулканогенный комплекс эоценового возраста Восточной Грузии и Западного Азербайджана. Здесь открыто несколько месторождений, в том числе наиболее крупное Самгори. Примером преимущественно газоносного эффузивного комплекса может служить формация «зеленых туфов» палеогенового возраста в Японии. Здесь резервуар массивного типа образован измененными туфами и лавами риолитов.

В составе фундамента нефтегазоносность бывает связана с метаморфическими и интрузивными породами. Большей частью природные резервуары в них возникают за счет выветривания, проработки гидротермальными растворами и других вторичных изменений. Притоки нефти получены из коры выветривания гранитно-метаморфических пород, залегающих в ядрах мезозойских поднятий в Шаимском районе Западной Сибири. Притоки нефти и газа из кристаллических пород бывают весьма значительны. На площади Оймаша на Южном Мангышлаке отмечены значительные притоки нефти и газа из зоны вторично измененных гранитов. Природный резервуар здесь образовался за счет выщелачивания, дезинтеграции и образования гранитной дресвы. Процессы выветривания и тектонического дробления создают в кристаллических породах локальные резервуары, ограниченные плотными менее измененными породами. Рассмотренная выше характеристика нефтегазоносных комплексов, являющаяся основой типизации входящих в них природных резервуаров, позволяет по соотношению пород коллекторов с ограничивающими их плохо проницаемыми породами выделить, как было предложено ранее И.О. Бродом и Н.А. Еременко (1956), пластовый, массивный и литологически ограниченный неправильной (в частном случае линзовидной) формы.

Пластовый резервуар, являющийся наиболее распространенным, характеризуется сравнительно однородным коллектором, ограниченным на значительной площади в кровле и подошве плохо проницаемыми породами. Мощность его более или менее выдержана повсюду в области распространения, хотя на тех или иных локальных участках он может выклиниваться. Изменение состава и свойств коллекторов в пластовых резервуарах обычно происходит постепенно. Иногда он может быть представлен тонким переслаиванием пород, причем плохо проницаемые маломощные разделы могут выклиниваться. Пластовый природный резервуар обычно представляет единую гидродинамическую систему. Наиболее характерное движение флюидов – боковое по пласту.

Массивный резервуар представлен мощной толщей проницаемых пород, перекрытой сверху и ограниченной с боков плохо проницаемыми породами. Обычно такой резервуар приурочен к какому-либо крупному структурному, эрозионному или биогенному выступу. Коллекторы, слагающие природный резервуар, могут быть однородными и неоднородными. По составу это могут быть как осадочные, так и метаморфические и изверженные породы. Такой резервуар может состоять из коллекторов, относящихся к разновозрастным толщам, даже разделенных перерывами. На месторождении Панхэндл-Хьюготон в США газоносный резервуар образован грубозернистыми песками, конгломератами и валунами допенсильванского (верхнекарбонового) возраста, трещиноватыми известняками пенсильванского возраста и доломитами ранней нижней (рис. 19). На газовом месторождении Лак (Франция) коллектор, содержащий залежь, включает 600-метровую толщу карбонатных пород и песчаников неокомского и верхнеюрского возраста. Весь резервуар может быть поделен на зоны с различной пористостью и проницаемостью. Боковое движение флюидов в массивных резервуарах не происходит в таких больших масштабах, как в пластовых, и вполне соизмеримо с вертикальным. Иногда массивные резервуары имеют непосредственную связь с пластовыми.

Литологически ограниченный резервуар неправильной формы, кроме линз песчаников в глинах, включает все участки повышенной пористости и проницаемости, которые могут возникать в различных породах по разным причинам (зоны дробления, выщелачивания и т.п.). На месторождении Мурадханлы в Азербайджане на глубине свыше 3000 м в стометровом интервале разреза встречена залежь нефти в андезитах, базальтах и туфах верхнего мела. Выделено четыре зоны выщелоченных и трещиноватых эффузивных пород, содержащих нефть и являющихся примером ограниченных локальных резервуаров. Этот тип резервуара является замкнутой изолированной системой с ограниченной циркуляцией флюидов.

Форма, размер и пористость пород резервуара характеризуют его вместимость. Они определяют его энергетический запас. У пластовых резервуаров он, как правило, наибольший, так как флюиды, создающие напор, подтекают с огромной площади.

Природные резервуары в пределах нефтегазоносных бассейнов различаются также по степени непрерывности своего развития. По этому признаку можно выделить следующие их разновидности:

1. Общебассейновые, выдержанные по всей площади бассейна. Чаще всего это пластовые резервуары.
2. Зональные, приуроченные лишь к отдельным частям бассейна и определенным структурным или фациальным зонам. Наиболее характерным примером являются зоны рифовых массивов.
3. Локальные резервуары, сложенные коллекторами ограниченного развития в пределах локальных структурных элементов; это верхние выветрелые зоны интрузий, кэпрок и соляных куполов и пр.

Различным формациям часто свойственны различные по характеру природные резервуары. В мощных карбонатных толщах часто образуются массивные резервуары в структурных выступах (верхнемеловые известняки на Северном Кавказе, палеогеновые известняки свиты «асмари» на Ближнем Востоке). К субформации рифов также приурочены массивные резервуары в биогенных или эрозионно-биогенных выступах (пермские рифовые массивы Предуралья). К терригенным (молассовым и другим) формациям чаще всего приурочены пластовые резервуары.

На облик резервуара оказывает влияние фациальная ландшафтная обстановка. В зонах развития песчаных кос, береговых валов (баров) в мелководной части моря или в области распространения дюн на берегу образуются резервуары линзовидной формы. Таким примером является залежь Барбенк в Оклахоме, приуроченная к островерхому бару в пенсильванских отложениях. К такому же типу резервуара относится ископаемый бар Барбенк (Оклахома, США). Его схематический поперечный разрез представлен на рис. 20. Песчаные бары иногда образуют вытянутые на сотни километров зоны, с которыми связаны десятки месторождений нефти и газа.

Формирование крупных резервуаров связано с дюнами. В британском секторе Северного моря основными резервуарами газовых месторождений являются песчаники эоловых дюн («барханов»), образовавшихся в пустыне раннепермского времени (свита ротлигендс ? «красный лежень»). Мощность песка в них достигает 200 м. Он состоит из хорошо отсортированных округлых зерен с гематит-глинистым и ангидрит-доломитовым цементом.

Среди других примеров влияния фациальных условий можно привести так называемые рукавообразные («шнурковые») залежи в аллювии погребенных речных долин, типичной из которых является Ширванская залежь в песках погребенного русла реки в майкопской толще Краснодарского края. Подобные примеры можно привести и по другим районам.

На рис. 21 показано, как сохранились аллювиальные отложения раннекаменноугольного времени и нефтяные месторождения в них в эрозионных врезах, приуроченные к поверхности карбонатов ордовика на месторождении Эльдорадо, США. Эти песчаные тела являются резервуарами и определяют места скопления нефти. Во всех этих случаях литологический и палеогеографический факторы имеют первостепенное значение для образования природного резервуара.