Нефть - маслянистая жидкость, обычно черного или красно-коричневого цвета со специфическим запахом и горючими свойствами. Сегодня из данного вещества получают топливо, поэтому можно смело говорить о том, что это наиболее ценное полезное ископаемое на планете Земля (наряду с природным газом). Месторождения нефти есть во многих частях планеты. Большая часть информации в данной статье будет посвящена как раз местам залежей «черного золота».

Общая информация

Нефть и природный газ обычно залегают в одном и том же месте, поэтому нередко эти ископаемые добывают из одной скважины. «Черное золото» обычно добывают на глубине в 1-3 километра, однако нередко его находят как почти на поверхности, так и на глубине более 6 км.

Природный газ представляет собой газовую смесь, которая образуется в результате длительного разложения органических веществ. Как было отмечено выше, крупнейшие месторождения нефти могут располагаться по всему Земному шару. Самые большие находятся в Саудовской Аравии, Иране, России, США. Другое дело, что далеко не все страны могут позволить себе самостоятельную добычу ввиду высоких цен на разработку скважин, покупку оборудования и т. п. По этой простой причине многие месторождения продаются за сущие копейки.

Давайте поговорим о том, где находятся самые значимые залежи «черного золота».

Немного о классификации нефтяных месторождений

Отметим, что далеко не все ископаемые, находящиеся под землей, можно считать месторождениями. К примеру, если залежей слишком мало, то с экономической точки зрения не имеет смысла привозить оборудование и бурить скважину. Нефтяное месторождение - это совокупность нефтяных залежей, располагающихся на определенной территории. Занимаемая площадь колеблется от десятков до сотен километров. По количеству залегаемой нефти месторождения можно разделить на пять групп:

• мелкие - количество полезных ископаемых не превышает десяти миллионов тонн;
• средние - от 10 до 100 млн тонн нефти (к таким месторождениям можно отнести Кукмоль, Верх-Тарское и другие);
• крупное - от 100 млн до 1 млрд тонн (Каламкас, Правдинское и др.);
• гигантские, они же крупнейшие - 1-5 миллиардов тонн нефти (Ромашкино, Соматлор и так далее);
• уникальные, или супергигантские, - более пяти миллиардов тонн (к самым крупным месторождениям можно отнести залежи на Аль-Гаваре, Большом Кургане, в Эр-Румайле).

Как вы видите, далеко не все залежи полезных ископаемых можно отнести к той или иной группе. К примеру, некоторые месторождения располагают не более чем ста тоннами «черного золота». Их не имеет смысла открывать, так как это весьма убыточно.

Месторождение нефти в России

В настоящее время на территории Российской Федерации открыто более двадцати точек, где активно добывается «черное золото». С каждым годом количество месторождений увеличивается, но ввиду сегодняшних низких цен на нефть открытие новых точек является крайне невыгодным. Это касается лишь малых и средних месторождений.

Основная часть скважин располагается в арктических морях, а если говорить точнее, то непосредственно в их недрах. Естественно, что разработка из-за сложных климатических условий несколько затруднена. Еще одна проблема - доставка нефти и газа на перерабатывающий завод. По этой простой причине на территории РФ есть всего несколько таких пунктов, которые осуществляют первичную и вторичную обработку. Один из них - это шлейф Сахалина. Еще один завод находится на материковой части. Обусловлено это тем, что данная территория имеет не одно крупное месторождение нефти в России. В частности, можно говорить о Сибири и о Дальнем Востоке.

Основные месторождения нефти на территории РФ

В первую очередь опишем Уренгойское месторождение. Оно является одним из самых больших и занимает второе место в мировом рейтинге. Количество природного газа здесь составляет примерно 10 триллионов кубических метров, а нефти меньше примерно на 15%. Находится это месторождение в Тюменской области, в Ямало-Немецком автономном округе. Название было дано в честь небольшого поселения Уренгой, которое располагается неподалеку. После открытия месторождения в 1966 г. тут вырос небольшой городок. Первые скважины начали свою работу в 1978 г. Они функционируют по сегодняшний день.

Находкинское газовое месторождение тоже достойно упоминания. Несмотря на то что количество природного газа здесь оценивается в 275 миллиардов кубических метров, в нем находится большое количество «черного золота». Первые добычи начались только через 28 лет после открытия, в 2004 году.

Туймазинское месторождение нефти

У города Туймазы, что в республике Башкирия, находится данное месторождение. Оно было открыто очень давно, еще в 1937 году. Нефтесодержащие пласты залегают относительно неглубоко, примерно на 1-2 км под землей. На сегодняшний день Туймазинское месторождение входит в ТОП-5 крупнейших мест по залежам нефти. Разработка началась еще в 1944 году, и успешно ведется до сих пор. Залежи нефти располагаются на большой площади примерно 40 х 20 километров. Использование передовых методов добычи ценного продукта позволило извлечь основные залежи полезных ископаемых примерно за 20 лет. Кроме того, из девонских пластов было добыто примерно на 45-50% нефти больше, чем при использовании классических способов. В дальнейшем оказалось, что количество «черного золота» в этом месте больше, нежели ожидалось, поэтому оно добывается и по сегодняшний день.

Ковыктинское и Ванкорское месторождения

Ковыктинское месторождение располагается в Иркутской области. Так как скважины в основном находятся на высокогорном плато, это место окружает только лишь тайга. Несмотря на то что изначально тут была открыта добыча природного газа и жидкого газового конденсата, немного позже появились нефтяные скважины, которые оказались довольно богатыми. Безусловно, основные месторождения нефти в РФ - это целая система скважин, которые в совокупности делают государство лидером по добыче «черного золота» во всем мире.

На севере Красноярского края находится Ванкорское месторождение. Его нельзя назвать только лишь нефтяным, ведь тут ежегодно добывается большое количество природного газа. По предварительным оценкам, количество нефти в этом месторождении составляет порядка 260 миллионов тонн, а оьъем природного газа - порядка 90 миллиардов кубических метров. На этом месте находится 250 скважин, а поставка продукта осуществляется Восточным нефтепроводом.

Месторождения «черного золота» в различных странах мира

Стоит обратить ваше внимание на то, что не только в России находятся крупнейшие месторождения нефти. Этого ценного продукта достаточно и во многих других странах. К примеру, на западе Канады, в провинции Альберта, находятся крупнейшие залежи. Там добывается примерно 95% «черного золота» всей страны, кроме того, имеются большие объемы природного газа.

Австрия тоже известна своими богатыми месторождениями. Большая их часть располагается в Венском бассейне. Карта месторождений нефти говорит о том, что добыча производится и в Вендорфе, который располагается на границе с Чехословакией. Также известно месторождение Адерклаа.

Кое-что еще о нефти

Не было сказано о крупнейшем мировом поставщике «черного золота» - Саудовской Аравии. Достаточно того, что тут располагаются залежи на 75-85 миллиардов баррелей (месторождение Гавар). В Кувейте суммарные залежи составляют 66-73 миллиарда баррелей. В Иране постоянно ведется разработка месторождения нефти. На сегодняшний день установлено, что там просто огромные запасы «черного золота». К примеру, пять месторождений оцениваются в сто миллиардов баррелей, а это уже говорит о многом. Однако стоит отметить, что большая часть скважин принадлежит США.

Заключение

Ежемесячно в мире появляется как минимум одно новое месторождение нефти. Безусловно, это полезное ископаемое имеет огромное значение для человека. Из него делают топливо, используют в качестве горючего для транспортных средств и так далее. Нельзя не заметить, что сегодня в мире идет ожесточенная борьба между Соединенными Штатами и Россией за каждую новую нефтяную скважину. Конечно, многие государства пытаются найти альтернативу нефти. Если раньше широко использовался каменный уголь, то сегодня «черное золото» его постепенно вытесняет. Но мировые запасы нефти рано или поздно закончатся, вот тогда придется придумывать что-то новое. Вот почему уже сегодня множество известных ученых пытаются решить проблему альтернативы «черного золота».

1. Введение……………………………………………………………

2. Происхождение нефти и газа…………………………………

3. Породы, содержащие нефть и природные газы………………

4. Понятия: "месторождение", "ловушка", "залежь", "пласт"….

5. Залежи и месторождения нефти и газа……………………….

6. Мировые запасы нефти и газа ……………………………..

7. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России

8. Группы запасов нефти и газа………………………………

Заключение………………………………………………………..

Список использованной литературы…………………………….

Введение

«Нефть и газ приковывали к себе внимание с незапамятных времен. Народы разных стран использовали нефть, асфальты и битумы в медицине, строительстве, в качестве топлива, смазки, освещения и в военных целях. В настоящее время технический прогресс во всех отраслях промышленности связан с применением нефти и газа» .

Нефть и газ играют большую роль в развитии народного хо­зяйства нашей страны. Нефть и газ как наиболее эффектив­ные и энергоемкие из всех природных веществ имеют домини­рующее положение в энергетике.

Почти все автомобили и самолеты, а также значительная часть судов и локомотивов работают на нефтепродуктах. Про­изводное нефти - керосин с жидким кислородом применяют в ракетной технике, где особенно остро стоит проблема энерго­емкости топлива.

Ценность нефти как топлива определяется ее энергетиче­скими свойствами, ее физическим состоянием, достаточной ста­бильностью при хранении и транспортировке, малой токсич­ностью.

Но не менее ценна - нефть как сырье для химической про­мышленности. Сегодня нефтехимическая промышленность охва­тывает производство синтетических материалов и изделий глав­ным образом на основе продуктов переработки нефти и при­родного газа (синтетический каучук, продукты основного органического синтеза, сажа, резиновые, асботехнические и дру­гие изделия).

Газ - высококалорийное топливо. Это отличное сырье для химического производства. Он в известном смысле заменяет кокс, являясь технологическим компонентом при выплавке ме­таллов, используется в цементном производстве и для выработки электроэнергии, нашел широкое применение в быту.

1. Происхождение нефти и газа

Существуют разные теории происхождения нефти и газа. Одни из них предполагают неорганическое, а другие - органи­ческое образование этих полезных ископаемых.

Приведу сущность некоторых из них.

К ядру Земли движется по трещинам вода. В условиях вы­соких температур и давлений водяной пар реагирует с карбидами тяжелых металлов, в результате чего образуются их окислы и углеводороды, т. е. компоненты нефти и газа. Пары углеводородов поднимаются в верхние холодные зоны Земли, там конденсируются и скапливаются в трещинах, пустотах и порах, образуя залежи.

Другая гипотеза о космическом происхождении нефти. Земля образовывалась из рассеянного в протосолнечной системе газопылевого вещества. В газовой оболочке Земли содержались углеводороды. По мере остывания Земли и перехода ее из огненно-жидкого состояния в жидкостно-твердое углеводороды поглощались остывающим веществом. В наиболее остывших верхних слоях Земли они конденсировались, перемещались по трещинам и скапливались в определенных зонах, образуя за­лежи нефти и газа.

Так объясняют предполагаемое неорганическое происхож­дение нефти и газа.

Общепринятой является теория органического образования нефти и газа. Остатки животных и растительных организмов, разлагаясь в недрах Земли без доступа кислорода под действием высоких температур и давлений, образовали углеводороды - компоненты нефти и газа.

Нефтеобразование связано с процессами образования и последующих изменений осадочных горных пород в значительно опустившихся бассейнах. Этот процесс многоступенчатый: нефть состоит из компонентов, которые образовались в раз­личные периоды. Некоторые составные части ее возникли еще в живых организмах. Следующее поколение компонентов нефти образовалось в процессе преобразования рыхлых осадков в осадочные горные породы в верхней зоне земной коры.

Нефть насыщает горную породу, которая с течением вре­мени подвергается действию все большего горного давления в связи с увеличением толщи осадочных горных пород. Под влиянием этого давления нефть перемещалась в более пори­стые породы, в результате чего образовались залежи.

Подтверждением органическому происхождению нефти яв­ляются следующие факторы. Нефтяные залежи почти отсут­ствуют в вулканических областях и тех районах, которые сло­жены породами, изверженными с больших глубин. Преобладаю­щее большинство известных скоплений нефти и газа связано с осадочными толщами горных пород.

2. Породы, содержащие нефть и природные газы

Горные породы, обладающие способностью вмещать нефть, газ и воду и отдавать их при разработке мест их скоплений, называются коллекторами. Большинство пород-коллек­торов осадочного происхождения. Коллекторами нефти и газа являются, пески, песчаники, алевролиты, алевриты, некоторые глинистые породы, известняки, мел, доломиты.

Породы-коллекторы характеризуются двумя признаками - пористостью и проницаемостью. Пористость характеризует объем пустот в породе, а проницаемость - способность проникновения нефти, воды или газа через породу. Не все по­ристые породы проницаемы для нефти и газа. Проницаемость зависит от размера пустот или пор, зерен, взаимного располо­жения и плотности укладки частиц, трещиноватости пород. Сверхкапиллярные пустоты имеют размеры >0,5 мм, капиллярные 0,5-0,0002 мм, субкапиллярные <0,0002 мм. Движение нефти в пласте возможно лишь по сообщающимся между собой поровым каналам размером >0,0002 мм.

Различают общую, открытую и эффективную пористость. Общая пористость - это объем всех пор в породе. Открытая по­ристость-это объем только тех пор, которые сообщаются между собой. Эффективная пористость определяется наличием таких пор, из которых нефть может быть извлечена при разра­ботке мест ее скопления. Значение пористости достигает 40%.

При разработке мест скопления нефти и газа иногда при­меняют искусственные методы увеличения пористости и прони­цаемости.

Коллекторские свойства нефтегазоносных пластов часто из­меняются на небольших расстояниях в одном и том же пласте.

Скопления нефти и газа в породах-коллекторах перекры­ваются непроницаемыми для нефти, газа и воды породами. Та­кие породы называются покрышками. Роль их выполняют глины, соли, гипсы, ангидриты и др.

Породы-покрышки бывают различными по толщине, плотно­сти, проницаемости, минералогическому составу и характеру распространения.

Вместе с тем абсолютно непроницаемых покрышек для нефти и газа в природе не существует. Самыми лучшими явля­ются те породы-покрышки, которые имеют высокую экранирую­щую способность, т. е. незначительную абсолютную проницае­мость по газу.

Если порода-коллектор содержит нефть, газ или воду и экранирована плохо проницаемыми породами, то ее называют природным резервуаром.

Природные резервуары бывают пла­стовыми, массивными и литологически ограниченными со всех сторон.

Пластовый резервуар-это коллектор, значительно рас­пространенный по площади (сотни и тысячи квадратных кило­метров) и небольшой толщины (от долей до десятков метров), часто содержит отдельные линзовидные прослойки непроницае­мых пород (рис. 1).

Массивный резервуар - это массивная толща пластов-кол­лекторов, в которой могут быть непроницаемые прослои. Все пласты проницаемых пород сообщаются между собой, представ­ляя единый резервуар.

Литологически ограниченный природный резервуар практи­чески окружен со всех сторон непроницаемыми породами (на­пример, линза песков в толще глинистых пород).

Нефть и газ, попав в природный резервуар, заполненный во­дой, начинают перемещаться (мигрировать), стремятся занять самое высокое положение в нем. Это происходит в результате разных плотностей нефти, газа и воды и

действия сил грави­тации (тяготения). Сначала газ и нефть перемещаются до кровли природного резервуара (кровли пласта-коллектора - или подошвы пласта-покрышки). Если пласт наклонный, то они продвигаются вдоль его кровли до выхода на поверхность зем­ной коры или до какого-либо препятствия (литологический эк­ран, изменение наклона пласта на противоположное). В первом случае нефть, выходящая на поверхность, поглощается поро­дами, окружающими место обнажения пласта, а газ улетучива­ется в атмосферу, во втором - перед барьером образуется скопление нефти и газа, экранированное каким-либо препятствием. Часть природного резервуара, в котором могут экранироваться нефть и газ и образоваться их скопление, называется ловушкой. В ловушке нефть и газ находятся в состоянии относительного покоя. Литологически замкнутый природный резервуар сам яв­ляется ловушкой.

В природе встречаются ловушки разных форм (структурные, стратиграфические, литологические и рифогенные).

3. Понятия: "месторождение", "ловушка", "залежь", "пласт"

Месторождение нефти и газа -это совокупность за­лежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам в недрах одной и той же ограниченной по размерам площади, контролируемой единым структурным элементом.

Ловушка – часть природного резервуара, в котором со временем устанавливается равновесное состояние воды, нефти и газа. Так как плотность газа наименьшая, он скапливается в верхней части ловушки. Ниже газа располагается нефть. Вода, как наиболее тяжёлая жидкость, скапливается в нижней части ловушки.

В ловушке любой формы при благоприятных условиях может скопиться значительное количество нефти и газа. Такая ловушка называется залежью. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки.

Пласт – массив какой-либо породы, представленный в основном в виде горизонтального слоя этой породы, заключённого между двумя слоями других пород. Верхняя поверхность пласта называется кровлей, нижняя – подошвой. Расстояние между кровлей и подошвой называют мощностью пласта. Основными элементами, характеризующими залегание пласта, являются направление падения, простирание и угол наклона.

5. Залежи и месторождения нефти и газа

Залежи нефти и газа - это естественное их скопление в про­ницаемых пористых или трещиноватых коллекторах. Форма и размер залежи обусловливаются формой и размером ловушки. Газ, нефть и вода располагаются в ловушке согласно их плотностям (рис. 2). Газ - в кровельной части природного резерву­ара под крышкой, ниже-нефть, а еще ниже-вода. Поверх­ности контактов газа и нефти, нефти и воды называются соот­ветственно поверхностями газонефтяного и водонефтяного контакта. Линия пересечения этой поверхности (газонефтяного или водонефтяного контакта) с кровлей продуктивного пласта называется внешним контуром газоносности или нефтеносности. Линия пересечения поверхности водонефтяного (газонефтяного) контакта с подошвой пласта называется внутренним контуром нефтеносности (газоносности).

Газовая шапка - это скопление свободного газа над нефтью в залежи. Она образуется в том случае, если давление в за­лежи равно давлению насыщения нефти газом при данной тем­пературе в пласте. Если пластовое давление выше давления на­сыщения, то весь газ растворится в нефти.

Если в ловушке газа и нефти недостаточно для заполнения всей толщины пласта, то внутренние контуры газоносности или нефтеносности отсутствуют (у залежей в массивных природных резервуарах).

Длину, ширину и площадь залежи определяют по ее проек­ции (изображению) на горизонтальную плоскость внутри внеш­него контура нефтеносности (газоносности). Высота залежи - это расстояние по вертикали от подошвы до ее наивысшей точки.

Залежи генетически связаны с ловушками, поэтому их, как и ловушки, подразделяют на структурные, литологические, рифогенные и стратиграфические.

Совокупность залежей нефти и газа, приуроченных к одной или нескольким естественным ловушкам в недрах земной коры одной и той же ограниченной по размерам площади, называ­ется месторождением нефти и газа (естественное скоп­ление нефти и газа в каком-нибудь участке земной коры в боль­ших количествах).

Единичная залежь считается месторождением, если с уче­том запасов нефти и газа целесообразно вести ее промышлен­ную разработку. Несколько залежей входит в одно месторож­дение при условии, если они имеют однотипные структуры и тре­буют одинакового подхода к их разработке.

Месторождения нефти и газа делятся на два класса:

I класс - месторождения, сформировавшиеся в геосинкли­нальных областях (например, в Азербайджане, Узбекистане);

II класс-месторождения, сформировавшиеся в платфор­менных областях (например, в Западной Сибири).

Совокупность смежных и сходных по своему геологическому строению месторождений нефти и газа, приуроченных к опре­деленной и в целом единой группе генетически связанных между собой локальных ловушек, представляет собой зону нефтегазонакопления.

В состав крупных нефтегазоносных территорий входят: нефтегазоносные области и нефтегазоносные провинции.

Нефтегазоносный район - это часть нефтегазоносной обла­сти, объединяющая зоны нефтенакопления и выделяющаяся по географическому или геоструктурному признаку.

Нефтегазоносная область - территория, приуроченная к од­ному из крупных геоструктурных элементов (сводам, впадинам, прогибам и т. д.), и имеющая с ним общее геологическое строе­ние и геологическую историю развития.

Нефтегазоносная провинция - единая геологическая провин­ция, объединяющая смежные нефтегазоносные области и харак­теризующаяся общностью стратиграфического положения основ­ных нефтегазоносных отложений в разрезе и сходством глав­ных черт региональной геологии.

6. Мировые запасы нефти и газа

Потребление энергоносителей в мире непрерывно растет. Естественно, возникает вопрос: надолго ли их хватит?

Сведения одоказанных запасах нефти, а также их объемах в 1996 г. приведены в таблице 1. При ее составлении по каждому региону выбраны страны с наибольшими запасами «черного золота».

Регион, страна	Доказанные запасы		Добыча нефти в 1996г.		Кратность запасов,
млрд.т	% от	млн. т	% от	лет
мировых	мировых
1	2	3	4	5	6
Азия и
Океания, всего	5,79	4,2	354,0	11,2	16,4
в том числе:
Китай	3,29	2,4	156,4	4,9	21,0
Индонезия	0,68	0,5	75,8	2,4	9,0
Индия	0,59	0,4	32,1	1,0	18,4
Северная и
Латинская
Америка, всего	21,26	15,2	849,2	26,8	25,0
в том числе:
Венесуэла	8,88	6,4	147,8	4,7	60,1
Мексика	6,68	4,8	142,7	4,5	46,8
США	3,06	2,2	323,8	10,2	9,5
Африка, всего	9,25	6,6	334,4	10,6	27,7
в том числе:
Ливия	4,04	2,9	70,1 ,	| 2 " 2	58,0
Нигерия	2,13	1,5	100,7	3,2	21,2
Алжир	1,26	0,9	40,8	1,3	30,9
Ближний и
Средний
Восток всего	92,65	66,4	952,0	30,0	97,3
в том числе:
Саудовская	35,48	25,4	392,0	12,4	90,5
Аравия
Ирак	15,34	11,0	30,0	0,9	511,3
Кувейт	12,88	9,2	90,9	2,9	141,7
Иран	12,74	9,1	183,8	5,8	69,3
Абу-Даби	12,63	9,0	92,3	2,9	136,8
1	2	3	4	5	6
Восточная
Европа,всего	8,10	5,8	364,1	11,5	22,3
в том числе
СНГ	7,81	5,6	352,2	11,1	22,2
Румыния	0,22	0,2	6,8	0,2	32,4
Албания	0,02	менее 0,1	0,5	менее 0,1	40,0
Западная
Европа,всего	2,52	1,8	315,0	9,9	8,0
в том числе:
Норвегия	1,54	1,1	154,3	4,9	10,0
Великобритания	0,62	0,4	131,6	4,2	4,7
Дания	0,13	0,1	10,3	0,3	12,6
Всего в мире	139,57	100,0	3168,8	100,0	44,1

Доказанные запасы - это лишь одна составляющая нефтяных ресурсов. Кроме них существуют также вероятные и возможные запасы.

Доказанные запасы - это часть резервов, которая наверняка будет извлечена из освоенных месторождений при имеющихся экономических и технических условиях.

Вероятные запасы - это часть резервов, геологические и инженерные, данные о которой еще недостаточны для однозначного суждения о возможности разработки в существующих экономических и технических условиях, но которая может быть экономически эффективной уже при небольшом увеличении информации о соответствующих месторождениях и развитии технологии добычи.

Возможные запасы - это часть резервов, геологическая информация о которых достаточна лишь для того, чтобы дать хотя бы приблизительную оценку затрат на добычу или ориентировочно указать оптимальный метод извлечения, но лишь с невысокой степенью вероятности (такая оценка ориентировочна и зависит от индивидуальной точки зрения).

Вероятные и возможные запасы отличаются от доказанных тем, что или их нецелесообразно разрабатывать при нынешнем уровне цен и применяемых технологиях, или информация о них недостаточна.

«В различных регионах мира открыто около 40 тысяч нефтяных и газовых месторождений. Добыча нефти и газа ведется на территориях и акваториях более 75 стран мира» .

Из таблицы 1 видно, чтонаиболее богаты нефтью страны Ближнего и Среднего Востока - здесь сосредоточено 66,4 % ее мировых запасов. При сохранении нынешних темпов добычи этих запасов хватит в среднем на 97,3 года. Больше всего нефти в Саудовской Аравии (35,48 млрд. т). Далее в порядке убывания следуют Ирак (15,34 млрд. т), Кувейт (12,88), Иран (12,74), Абу-Даби (12,63). Суммарные запасы нефти пере­численных стран составляют свыше 96 % запасов региона в целом.

Второй по запасам нефти регион - Северная и Латинская Америка. Здесь сосредоточено 15,2 % мировых запасов «черного золота». Его хватит в среднем на 25 лет. Наибольшими запасами нефти здесь обладает Венесуэла (8,88 млрд. т), относительно богаты недра Мексики (6,68) и США (3,06).

В недрах Африки сосредоточено 9,25 млрд. т нефти (6,6 % от мировых запасов). При нынешнем уровне добычи этих запасов хватит в среднем на 27,7 года. Больше всего нефти в данном регионе у Ливии (4,04 млрд. т), Нигерии (2,13) и Алжира (1,26).

Восточная Европа занимает 4-е место в мире по запасам нефти (5,8 % мировых). Здесь вне конкуренции страны СНГ (7,81 млрд. т). У Румынии запасы значительно меньше - около 220 млн. т. Третья по запа­сам страна Восточной Европы - Албания - располагает всего 20 млн. т. нефти.

В недрах Азии и Океании находится около 4,2 % мировых запа­сов «черного золота», из которых около 57 % приходится на долю Китая.

Наименьшими запасами нефти в мире располагает Западная Европа - менее 2 % мировых. Свыше половины из них – собственность Норвегии (1,54 млрд. т), примерно четвертая часть – Великобритании (0,62).

В целом доказанные запасы нефти в мире в 1996 г. составляли 139,6 млрд. т., которых при нынешнем уровне добычи хватит на 44,1 года.

Мрачные прогнозы о том, что «нефть кончается» звучат уже давно. В 1935 г. ученые предрекали, что через 15...20 лет все известные месторождения нефти будут выработаны. Предсказание не сбылось. В 1955 г. мировая добыча нефти составила свыше 700 млн. т. В 1951 г. ожидали, что «нефть исчезнет через 25 лет». Но в 1976 г. люди умудрились выкачать из недр около 3 млрд. т нефти. Одновременно сроки исчерпания нефтяных кладовых планеты перенесли на XXI в.

Сбудется ли этот прогноз? Скорее всего нет.

Доказанные запасы нефти в странах мира постоянно уточняются. В таблице 2 приведена динамика изменения доказанных запасов в ряде ведущих нефтедобывающих стран мира.

Таблица 2. Динамика изменения доказанных запасов нефти в странах мира, млрд. т.

Страна	1961 г .	1965 г .	1981 г .	1993 г .	1995 г .
Венесуэла	2,0	2,4	2,5	8,6	8,8
Ирак	3,6	3,4	4,1	13,6	13,7
Иран	5,6	5,5	7,9	12,6	12,1
Кувейт	8,4	8,4	8.9	12,8	12,9
Мексика	-	-	6,0	6,9	6,8
Нигерия	0,1	0,4	2,3	2,4	2,9
Саудовская	6,5	8,1	22,6	35,2	35,4
Аравия
США	4,3	4,3	3,6	3,2	3,1

Из таблицы видно, что доказанные запасы нефти в абсолютном большинстве стран более, чем за 30 лет не только не уменьшились, а возросли в несколько раз. Можно ожидать, что эта тенденция сохранится и в будущем.

Однако по мере сокращения доказанных запасов цены на нефть возрастают. Появляются новые, более прогрессивные технологии нефтедобычи. В связи с этим, в конце концов, вероятные и возможные запасы нефти перейдут в доказанные.

Учитывая, что величины всех трех типов запасов соизмеримы, сроки начала «нефтяного голода» можно отодвинуть еще на несколько десятков лет. Даже, если предположить, что ни одного нового нефтяного месторождения за это время открыто не будет.

Широкое применение в мире природного газа началось лишь в 50-х годах нашего столетия. С этого же времени ученые начали серьезно заниматься изучением его запасов. Об изменении доказанных запасов природного газа в мире можно судить по данным табл. 3.

Таблица 3. Доказанные запасы природного газа в мире

Нетрудно видеть, что во всех регионах, кроме Западной Европы, доказанные запасы природного газа с 1975 по 1996 г. увеличились. Соответственно и мировые запасы газа возросли с 65 до 140 трлн. м 3 . Если в 1975 г. крупнейшими запасами газа обладали страны Ближне­го и Среднего Востока, то в 1996 г. - страны СНГ (56 трлн. м 3) и прежде всего Россия.

На 2-ом месте по доказанным запасам газа находится Иран (21 трлн. м 3). Далее следуют Катар (7,1), Абу-Даби (5,4), Саудовская Аравия (5,3), США (4,7).

Общие мировые ресурсы природного газа (с учетом вероятных и возможных запасов) оцениваются в 398 трлн. м 3 . При сохранении нынешнего уровня газодобычи (около 2200 млрд. м 3 /год) этих ресурсов хватит примерно на 200 лет.

Однако природный газ находится под землей не только в чисто газовых месторождениях. Значительные его количества сосредоточены в угольных пластах, в подземных водах и в виде газовых гидратов.

Несчастные случаи с трагическими последствиями на угольных шахтах, как правило, связаны с метаном, содержащимся в угле. Метан находится в толще породы в сорбированном состоянии. По оценкам геологов, по всем угленосным районам мира запасы метана близки к 500 трлн. м 3 .

Метан содержится и в подземных водах. Количество растворенных газов в них превосходит все разведанные запасы газа в традиционном виде. так, например, в пластовых водах месторождения Галф-Кост (США) растворено 736 трлн. м 3 метана, тогда как запасы природного газа в чисто газовых месторождениях США составляют только 4,7 трлн. м 3 .

Еще одним крупным источником метана могут стать газовые гидраты - его соединения с водой, напоминающие по внешнему виду мартовский снег. В одном кубометре газового гидрата содержится около 200 м 3 газа.

Залежи газовых гидратов встречаются в осадках глубоководных акваторий и в недрах суши с мощной вечной мерзлотой (например, в заполярной части Тюменской области, у побережья Аляски, берегов Мексики и Северной Америки).

Как полагают ученые, 9/10 площади Мирового океана хранят газовые гидраты. Если это предположение подтвердится, то газовые гидраты могут стать неисчерпаемым источником углеводородного сырья.

7. Классификация запасов месторождений, перспективных и прогнозных ресурсов нефти и горючих газов в России

Учет и контроль запасов минерального сырья, в том числе нефти и газа, являются важной задачей. Для подсчета запасов необходимы всестороннее геологическое изучение месторождения, с которым связаны залежи нефти и газа, и знание особенностей условий их залегания.

Россия всегда славилась своим корпусом горных инженеров и учеными геологами. Еще в 1888 г. геологом А.И. Коншиным проводились подсчеты запасов по месторождениям юга России.

«В 1925 г. была сделана первая попытка подсчета запасов нефти по стране в целом. В 1937 году по инициативе Энергетического института АН СССР М. А. Жданов и С. В. Шумилин впервые подсчитали запасы газа» . Развитию методики подсчета запасов нефти и газа во многом способствовала созданная в 1935 г. Центральная комиссия по запасам (ЦКЗ), переименованная впоследствии во Всесоюзную комиссию по запасам (ВКЗ), а затем в Государственную комиссию по запасам (ГКЗ) при Совете Министров СССР, ныне ГКЗ России.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и горючего газа подсчитывают и учитывают в государственном балансе запасов полезных ископаемых России по результатам геологоразведочных работ и разработки месторождений. Под горючим газом подразумевается природный газ – свободный газ, газ газовых шапок и газ, растворенный в нефти.

Прогнозные ресурсы нефти и газа, наличие которых предполагается на основе общих геологических представлений, теоретических предпосылок, результатов геологических, геофизических, геохимических исследований, оценивают в пределах крупных регионов, нефтегазоносных провинций акваторий, областей, районов, площадей. Данные о прогнозных ресурсах нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ.

При определении запасов месторождений подлежат обязательному подсчету и учету запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов (этана, пропана, бутана, серы, гелия, металлов), целесообразность извлечения которых обоснована технологическими и технико-экономическими расчетами. Подсчет и учет запасов нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, производятся по каждой залежи раздельно и месторождению в целом.

Перспективные ресурсы подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы оценивают раздельно по нефти, газу и конденсату.

Запасы месторождений и перспективные ресурсы нефти и конденсата, а также этана, пропана, бутана, серы и металлов подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы нефти и конденсата оценивают в единицах массы; запасы месторождений и перспективные ресурсы газа и гелия подсчитывают и учитывают, а прогнозные ресурсы газа оценивают в единицах объема. Подсчет, учет и оценка производятся при условиях, приведенных к стандартным (0,1 МПа при 20° С).

Оценка качества нефти, газа и конденсата производится в соответствии с требованиями государственных, отраслевых стандартов и технических условий с учетом технологии добычи и переработки, обеспечивающей их комплексное использование.

При получении из скважин на месторождениях нефти и газа притоков подземных вод должны быть определены химический состав подземных вод, содержание в них йода, брома, бора и других полезных компонентов, температура, дебиты воды и другие показатели для обоснования целесообразности проведения специальных геологоразведочных работ с целью оценки запасов подземных вод и определения возможности использования их для увлечения полезных компонентов или для теплоэнергетических, бальнеологических и иных нужд.

Применение настоящей Классификации к запасам месторождений и перспективным ресурсам нефти и газа определяется инструкцией ГКЗ России.

«Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, по степени изученности подразделяются на четыре категории: разведанные - категории А, В, С 1 и предварительно оцененные - категория С 2 » .

Ресурсы нефти и газа по степени их обоснованности подразделяются на перспективные - категория С 3 и прогнозные – категории Д 1 и Д 2 .

Категория А - запасы залежи (ее части), изученной с де­тальностью, обеспечивающей полное определение типа, формы и размеров залежи, эффективной нефте- и газонасыщенной толщины, типа коллектора, характера изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенности продуктивных пластов, состава и свойств нефти, газа и конденсата, а также основных особенностей залежи, от которых зависят условия ее разработки (режим работы, продуктивность скважин, пластовые давления, дебиты нефти, газа и конденсата, гидропроводность и пьезопроводность и др.).

Категория В - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных промышленных притоков нефти или газа в скважинах на различных гипсометрических отметках. Тип, форма и размеры залежи, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина, тип коллектора, характер изменения коллекторских свойств, нефте- и газонасыщенность продуктивных пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях и другие параметры, а также основные особенности залежи, определяющие условия ее разработки, изучены в степени, достаточной для составления проекта разработки залежи.

Запасы категории В подсчитываются по залежи (ее части), разбуренной в соответствии с утвержденной технологической схемой разработки месторождения нефти или проектом опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С 1 - запасы залежи (ее части), нефтегазоносность которой установлена на основании полученных в скважинах промышленных притоков нефти или газа (часть скважин опробована испытателем пластов) и положительных результатов геологических и геофизических исследований, выполненных в неопробованных скважинах.

Тип, форма и размеры залежи, условия залегания вмещающих нефть и газ пластов-коллекторов установлены по результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин и проверенных для данного района методов геологических и геофизических исследований. Литологический состав, тип коллектора, коллекторские свойства, нефте- и газонасыщенность, коэффициент вытеснения нефти, эффективная нефте- и газонасыщенная толщина продуктивных пластов изучены по керну и материалам геофи­зических исследований скважин. Состав и свойства нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях изучены по дан­ным опробования скважин. По газонефтяным залежам установле­на промышленная ценность нефтяной оторочки. Продуктивность скважин, гидропроводность и пьезопроводность пласта, пластовые давления, температура, дебиты нефти, газа и конденсата изучены по результатам испытания и исследования скважин. Гидрогеологические, геокриологические условия установлены по результатам бурения скважин и по аналогии с соседними разведанными месторождениями.

Запасы категории С 1 подсчитываются по результатам геолого­разведочных работ и эксплуатационного бурения и должны быть изучены в степени, обеспечивающей получение исходных данных для составления технологической схемы разработки месторождения нефти или проекта опытно-промышленной разработки месторождения газа.

Категория С 2 - запасы залежи (ее части), наличие которых обосновано данными геологических и геофизических исследований: в неразведанных частях залежи, примыкающих к участкам с запасами более высоких категорий; в промежуточных и вышезалегающих неопробованных пластах разведанных месторождений.

Форма и размеры залежи, условия залегания, толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти, газа и конденсата определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований с учетом данных по более изученной части залежи или по аналогии с разведанными месторождениями.

Запасы категории С 3 используются для определения перспектив месторождения, планирования геологоразведочных работ или геологопромысловых исследований при переводе скважин на выше-залегающие пласты и частично для проектирования разработки залежей.

Категория С 3 - перспективные ресурсы нефти и газа, подготовленных для глубокого бурения площадей, находящихся в пределах нефтегазоносного района и оконтуренных проверенными для данного района методами геологических и геофизических исследований, а также не вскрытых бурением пластов разведанных месторождений, если продуктивность их установлена на других месторождениях района.

Форма, размер и условия залегания залежи определены в общих чертах по результатам геологических и геофизических исследований, а толщина и коллекторские свойства пластов, состав и свойства нефти или газа принимаются по аналогии с разведанными месторождениями.

Перспективные ресурсы нефти и газа используют при планировании поисковых и разведочных работ и прироста запасов категорий С 1 и С 2 .

Количественная оценка прогнозных ресурсов нефти и газа категории Д 1 производится по результатам региональных геоло­гических, геофизических и геохимических исследований и по аналогии с разведанными месторождениями в пределах оцениваемого региона.

Категория Д 2 - прогнозные ресурсы нефти и газа литолого-стратиграфических комплексов, оцениваемые в пределах крупных региональных структур, промышленная нефтегазоносность которых еще не доказана. Перспективы нефтегазоносности этих комплексов прогнозируются на основе данных геологических, геофизических и геохимических исследований. Количественная оценка прогнозных ресурсов этой категории производится по предположительным параметрам на основе общих геологических представлений и по аналогии с другими, более изученными регионами, где имеются разведанные месторождения нефти и газа.

Запасы имеющих промышленное значение компонентов, содержащихся в нефти, газе и конденсате, подсчитываются в контурах подсчета запасов нефти и газа по тем же категориям.

8. Группы запасов нефти и газа

Запасы нефти, газа, конденсата и содержащихся в них в промышленных количествах компонентов по народно­хозяйственному значению подразделяются на две группы, подлежащие раздельному подсчету и учету: балансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически целесообразно; забалансовые - запасы месторождений (залежей), вовлечение которых в разработку в настоящее время экономически нецелесообразно или технически и технологически невозможно, но которые в дальнейшем могут быть переведены в балансовые.

В балансовых запасах нефти, растворенного газа, конденсата и содержащихся в них компонентов, имеющих промышленное значение, подсчитывают и учитывают извлекаемые запасы.

Извлекаемые запасы - часть балансовых запасов, которая может быть извлечена из недр при рациональном использовании современных технических средств и технологии добычи с учетом допустимого уровня затрат (замыкающих) и соблюдения требований по охране недр и окружающей среды.

Коэффициенты извлечения нефти и конденсата определяются на основании повариантных технологических и технико-экономических расчетов и утверждаются ГКЗ России с учетом заключений по ним соответствующих ведомств.

Запасы месторождений нефти и газа, расположенные в пределах охранных зон крупных водоемов и водотоков, населенных пунктов, сооружений, сельскохозяйственных объектов, заповедников, памятников природы, истории и культуры, относятся к балансовым или забалансовым на основании технико-экономических расчетов, в которых учитываются затраты на перенос объектов или затраты, связанные с применением специальных способов разработки месторождений.

Заключение

Нефть и газ играют и будут играть в ближайшие годы главную роль в энергетическом балансе страны. При возрастающих затруднениях в обеспечении различными видами энергии в мире, встает вопрос об увеличении их ресурсов. Поиск и разведка новых месторождений становится с каждым годом сложнее и дороже (в первую очередь за счет увеличения глубин бурения и выхода на шельф). Поэтому важными задачами нефтегазодобывающих предприятий являются достижения высокой эффективности разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличение извлекаемых запасов нефти и газа на разрабатываемых месторождениях. Все это вызывает необходимость широкого применения методов геологического и промыслово-геофизического изучения месторождений нефти, газа и газоконденсата.

Изучение геологического строения нефтяных и газовых месторождений, подсчет запасов нефти и газа в них, исследование процессов, происходящих в недрах при разработке месторождений, а также осуществление контроля за их разработкой – все эти вопросы составляют раздел горно-геологической науки, которая называется нефтегазопромысловой геологией.

Для современного этапа развития промыслово-геологических исследований характерна широкая комплексность, предполагающая применение данных геологии, промысловой геофизики, бурения, эксплуатации, экономики и т.п.

Список использованной литературы:

1. Бурдынь Т.А., Закс Ю.Б. Химия нефти, газа и пластовых вод. – М.: Недра, 1975.

2. Горшков Г.П., Якушова А.Ф. Общая геология. – М., 1973.

3. Еременко Н.А. Геология нефти и газа. - М., 1968.

4. Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Основы скваженной добычи нефти. – Уфа, 1994.

5. Калинин В. Г., Вагин С. Б. И др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М., 1997.

6. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела. – Уфа, 2001.

7. Маслов Н.И., Котов М.Р. Инженерная геология. – М., 1971.

8. Пермяков В.Г., Хайретдинов Н.Ш., Шевкунов Е.Н. Нефтепромысловая геология и геофизика. - М., 1986.

9. Элияшевский И.В. Технология добычи нефти и газа. - М., 1985.

Кабиров М.М., Ражетдинов У.З. Основы скважинной добычи нефти. – Уфа, 1994. С.3.

Бакиров А. А., Бородовская В. И. И др. Геология и геохимия нефти и газа. М., 1993. С. 270.

Жданов М. А. Нефтегазопромысловая геология и подсчет запасов нефти и газа. М., 1970. С.405.

Калинин В. Г., Вагин С. Б. И др. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология. М., 1997. С. 153.

Залежь

Ловушки

По Леверсену ловушка обуславливает способность остановить движение флюидов и обеспечить накопление нефти и газа.

Окнова под ловушкой УВ предлагает понимать, часть природного резервуара, в котором благодаря наличию проницаемого коллектора и непроницаемой покрышки создаются благоприятные условия для улавливания,скопления и сохранения УВ.

Классификация ловушек по Бакирову (на генетической основе):

1 класс – структурные ловушки, образованные в результате изгиба слоев или разрыва их сплошности.

2 класс – стратиграфические ловушки, сформированые в результате эрозии пластов коллекторов во время перерыва в накоплении осадков (в эпоху восходящих движений) и перекрывающие их затем непроницаемыми породами (в эпоху нисходящих движений). Как правило, толщи пород, образовавшиеся после перерыва в осадконакоплении, характеризуются более простыми структурными формами залегания.

Поверхность, определяющая эти толщи, от толщ, возникших ранее, называется поверхностью стратиграфического несогласия.

3-ий класс – литологические ловушки.

Они образованы в результате литологического замещения пористых проницаемых пород непроницаемыми.

4-ый класс – рифогенные ловушки.

Они сформированы в результате отмирания организмов «рифостроителей» (кораллов, мшанок), накопления их скелетных остатков в форме рифового тела и последующего его перекрытия непроницаемыми породами.

Залежь – скопление УВ в ловушке, все части которой гидродинамически связаны.

Классификация залежей по Броду.

1.пластовые

1.1.сводовые

а) не нарушенные

б) слабонарушенные

в) разбитые на блоки

1.2.экранированные

а) тектонически

б) стратиграфически

в) литологически

г) гидравлически

2.массивные в выступах:

а) структурных

б) эрозионных

в) биогенных (рифогенных)

3.ограниченные со всех сторон

б) непроницаемыми породами

в) водой и не проницаемыми породами

Классификация залежей по составу флюида:

1.чисто нефтяные

2.нефтяные с газовой шапкой

3.нефтегазовые

4.газовые с нефтяной оторочкой

5.газоконденсатные

6.газоконденсатно-нефтяные

7.чисто газовые

Классификация залежей нефти и газа по их запасам:

Отличия между классификациями:

1.В США технически более доступное и совершенное оборудование для добычи нефти и газа, более низкий уровень добычи оказывается рентабельным.

2.В РФ отмечается пренебрежительное отношение к мелким залежам, погоня только за крупным экономическим или политическим эффектом.

Классификация залежей по значениям рабочих дебитов (по Конторовичу).

По сложности геологического строения выделяются залежи:

Простого строения - однофазные залежи, связанные с ненарушенными или слабо нарушенными структурами, продуктивные пласты характеризуются выдержанностью толщин и коллекторских свойств по площади и разрезу;

Сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу или наличием литологических замещений коллекторов непроницаемыми породами, либо тектонических нарушений;

Очень сложного строения - одно- и двухфазные залежи, характеризующиеся как наличием литологических замещений или тектонических нарушений, так и невыдержанностью толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов.

Для разработки залежи большое значение имеет режим пласта, в котором находится залежь.

Режим пласта определяется энергией, обеспечивающей продвижение нефти или газа к забоям скважин. Оно может осуществляться за счет:

1.силы тяжести нефти, газа и конденсата

2.упругого напора газовой залежи или шапки

3.расширения растворенного газа

4.расширения сжатой нефти

5.расширения сжатой воды

6.упругих релаксаций пород

7.напора законтурных вод.

Пять из семи энергетических источников (2-6) связаны с упругими силами, проявляющимися через сжатие флюидов и пород, а два источника (1 и 7)своим происхождением обязаны гравитации.

Долгое время, как в вопросе разработки, так и в вопросах формирования залежей отдавалось предпочтение влиянию гравитационных сил. При этом упускалось из виду, что любое проявление сил гравитации в земной коре неизбежно сопровождается упругими явлениями. Как правило, в пласте действуют все эти силы, поэтому наиболее распространены смешанные режимы. Можно говорить лишь о преобладающем влиянии того или иного источника силы, в пределах залежи или отдельных ее частях. Практически наибольшее значение имеют водонапорные режимы и упругого напора свободного и растворенного газа.

Пересечение газонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур газоносности .

Пересечение газонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур газоносности.

Пересечение водонефтяного контакта с кровлей пласта дает внешний контур нефтеносности.

Пересечение водонефтяного контакта с подошвой пласта дает внутренний контур нефтеносности.

Для массивной залежи характерны только внешние контуры газо и нефтеносности.

Составными частями бассейнов являются нефтегазоносные комплексы.

Нефтегазоносным комплексом – называют часть разреза осадочного бассейна, содержащую скопления нефти и газа и, характеризующуюся относительным единством: условий накопления пород, формирования коллекторов, флюидоупоров, накопления и преобразования органического вещества, формирования гидродинамической системы.

Основными характеристиками нефтегазоносного комплекса являются:

Возраст и условия накопления пород;

Объем комплекса (толщина, площадь распространения)

Литологический состав разреза;

Сочетание коллекторов и флюидоупоров;

Условия залегания и размещения нефти и газа;

Соотношение нефтепроизводных и нефтеносных толщ;

Морфологические и генетические типы ловушек.

Нефтегазоносные комплексы рассматриваются как природные систем, обладающие различными способами, прежде всего, аккумулятировать УВ, а иногда и генерировать.

Комплексы состоят из главных элементов:

1.порода-коллектор слагает природный резервуар;

2.порода-флюидоупор

3. не всегда нефтематеринская порода.

По масштабам распространения нефтегазоносные комплексы подразделены Бакировым на:

1.региональные

2.субрегиональные

3.зональные

4.локальные.

Осадочные бассейны и их части могут включать один или несколько нефтегазоносных комплекса различных порядков. Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятельными объектами поисков и разведки.

Ниже приведены примеры регионально нефтегазоносных комплексов.

Продуктивная толща Апшеронского полуострова, Прикуринской низменно­сти и Гобустана в Азербайджане и красноцветная толща Юго-Западной Туркме­нии, объединяющиеся в акватории Южного Каспия, - это генетически единый терригенный комплекс среднего плиоцена. Толщина его более 3 км, сложен чере­дованием песков, песчаников и глин, накопившихся в мелководном опресненном бассейне. Коллекторы - мелко- и среднезернистые пески различной толщины (от долей метра до 20-30 м). Сверху комплекс ограничен преимущественно глини­стыми отложениями верхнего плиоцена, а подстилается преимущественно глини­стыми отложениями понтического яруса (нижний плиоцен), миоцена и палеогена. Комплекс регионально нефтегазоносен на большей части площади и в разных ча­стях разреза - от кровли до подошвы, залежи расположены крайне неравно­мерно.

В Западно-Сибирском НГБ регионально нефтегазоносен терригенный песчано-глинистый комплекс мела - юры. На площади, превышающей 1,5 млн.км 2 , он характеризуется общностью условий тектонического развития, осадконакопления, структурных форм осадочного чехла и закономерностей распределе­ния нефти и газа. Все залежи заключены в терригенных коллекторах. С юга на север расширяется стратиграфический диапазон нефтегазоносности: на юге ре­гиона нефтеносны юра и доюрский комплекс (мелкие залежи в выступах палео­зоя); в Среднем Приобье нефтеносны юрские и нижнемеловые отложения, верх­немеловые - газоносные; на севере бассейна, между реками Пур и Таз, на п-ове Ямал в юре (там, где она вскрыта) установлены нефтяные залежи или нефтегазопроявления, в нижнем мелу - газоконденсатные залежи с нефтяными отороч­ками, в верхнему мелу - гигантские газовые залежи. Определяющий тип лову­шек - пластовые сводовые; во многих случаях из-за несовершенства локальных экранов пласты гидродинамически объединяются в массивные залежи. Рассмот­ренный нефтегазоносный комплекс нередко делят на части: верхняя (апт - сеноман)-газоносная, средняя (нижний мел) - газонефтеносная (нефть преобла­дает), нижняя (юра) -нефтеносная.

Надсолевые и подсолевые отложения Прикаспийской впадины образуют два самостоятельных комплекса по условиям залегания, характеру скоплений нефти и газа, типам коллекторов. Верхний - надсолевой - представлен терригенными отложениями верхней перми, триаса, юры и мела. Залежи контролируются соля­ными куполами кунгурского яруса нижней перми, над которыми в мезозойских отложениях формируются ловушки; встречаются залежи, экранированные соля­ными штоками. Подсолевой комплекс отделен от надсолевого мощной толщей соли и ангидритов кунгурского яруса нижней перми и сложен карбонатными и терригенными нижнепермскими, каменноугольными и девонскими породами. Для его характерны крупные массивы известняков, в которых заключены газоконден­сатные и нефтегазоконденсатные залежи.

Регионально газоносный верхнеюрский комплекс Западного Узбекистана и Восточной Туркмении сложен известняками, часть которых представлена погре­бенными рифами, содержащими основные скопления газа. Комплекс перекрывает верхнеюрская же соляно-ангидритная пачка - региональный флюидоупор. Ниже залегает терригенный газонефтеносный комплекс нижней- средней юры, он пока слабо изучен, однако есть основания ожидать в нем залежи.

В приведенных примерах рассмотрены крупные по объему регионально нефтегазоносные комплексы. Во многих районах выделяются комплексы, харак­теризующиеся меньшим объемом, например:

терригенные отложения среднего и низов верхнего девона в Волго-Уральском и Тимано-Печорском НГБ;

карбонатные породы карбона - нижней перми в этих же бассейнах;

терригенные отложения миоцена - олигоцена в Предкавказье;

карбонатные породы миоцена - олигоцена (свита Асмари) в Месопотамской впадине и др.

Нефтегазоносные комплексы обычно являются самостоятель­ными объектами поисков и разведки, в связи с этим необходимы разные методики их изучения и зачастую разное буровое оборудование и геофизическая аппаратура.

Нефтегазоносность и характеристика отдельных крупнейших место­рождений. Выполненные к настоящему времени поисково-разведочные работы показывают, что залежи нефти и газа в пределах Северного моря имеют достаточно широкий стратиграфический диапазон. Промышленные скопления углеводородов установлены в отложениях от нижнепермских до третичных. Существуют представления, что нефть и газ могут быть встречены и в более древних породах, в частности в девоне.

Наиболее древними отложениями, в которых в настоящее время встречены промышленные залежи газа, являются ротлигендесовые отложения перми. С ними связаны основные запасы газа в Англо-Германском бассейне. Коллекторы ротлигендеса перекрываются эвапоритами цехштейна, имеющими значительную мощность и в силу этого являющимися почти идеальной покрышкой. Песчаники ротлигендеса и карбонаты цехштейна нефтеносны в Норвежском бассейне.

Газоносность триасовых отложений установлена пока лишь на месторождении Хьюитт, где залежи связаны с нижнетриасовыми песчаниками. Небольшие запасы газа известны также здесь в карбонатах цехштейна. Нефть из триасовых песчаников получена на месторождении Джозефин.

Основные залежи нефти и газа в юрских отложениях встречены в Восточно-Шетландском бассейне. Коллекторами здесь являются преимущественно среднеюрские песчаники. Глубина залегания коллекторов составляет 2 600–3 200 м, а их мощность – около 100 м. В юрских залежах встречается растворенный газ в количестве от 40 до 300 м 3 /т.

Нефтегазоносность верхнемеловых (датских) отложений установлена на месторождениях группы Экофиск (Норвежский бассейн), где нефть приурочена к карбонатным коллекторам.

В третичных отложениях нефть и газ приурочены к палеоценовым песчаникам, которые обладают высокой пористостью и проницаемостью. Эти отложения нефтегазоносны в пределах Норвежского бассейна и южной части Восточно-Шетландского.

В соответствии с геологическим строением, возрастом продуктивных горизонтов и распределением нефтегазоносных скоплений в пределах Северного моря можно выделить три нефтегазоносные области: Южную (Англо-Германскую), Норвежскую (Цернтральносевероморскую) и Восточно-Шетландскую (Северную). Помимо этого, в Северном море открыто несколько отдельных месторождений (рис. 2.7).

Южная нефтегазоносная область является преимущественно газоносной. В геологическом отношении она совпадает с Англо-Германским бассейном Северного моря. Основным газоносным горизонтом здесь, за исключением месторождения Хьюитт , являются песчаники ротлигендеса. Этот продуктивный горизонт залегает на глубинах 1 800–4 000 м, его мощность достигает 250 м. Пористость песчаника составляет 10–20 %, а проницаемость относительно невысокая (1–10 мД) из-за процессов вторичной цементации. Общие извлекаемые запасы газа Южной газоносной области составляют около 1,2 трлн м 3 . По составу газ является главным образом метаном с примесью азота и тяжелых углеводородов. Месторождения связаны с антиклинальными складками.

В Южной области к настоящему времени выявлено несколько крупных газовых месторождений, из которых месторождение Леман является одним из наиболее крупных морских газовых месторождений мира.

Рис. 2.7. Газовые месторождения и скважины, давшие притоки газа в южной части Северного моря. Месторождения: 1 – Раф, 2 – Вест-Соул, 3 – Аметайст, 4 – Сварт-Бэнк, 5 – Эни,
6 – Викинг-Норт, 7 – Вайш-Саут, 8 – Индифайтигейбл, 9 – Броукен-Бэнк, 10 – Хьюитт-Норт, 11 – Дебора, 12 – Леман, 13 – Сеан, 14 – Хьюитт, 15 – Дотти, 16 – Пласид, 17 – Гронинген
Месторождение Леман – крупнейшее газовое месторождение на шельфе южной части Северного моря; его размеры составляют около 28,8 км в длину и 12,8 км в ширину. Месторождение представляет собой пологую антиклиналь северо-западного простирания, параллельного доминирующему простиранию герцинских структур. Антиклиналь нарушена несколькими разломами или системами разломов. Она находится на юго-восточном борту трога Вест-Соул, испытавшего погружение в течение триасового, юрского и раннемелового времени, а затем быстрое воздымание, инверсию и эрозию в конце мелового периода. Об этих движениях можно судить по эрозионному срезу верхнемелового писчего мела. Писчий мел отсутствует в северо-западной части структуры. Территория месторождения Леман, особенно его юго-восточная часть, вероятно, подвергалась также воздействию позднекиммерийского поднятия и эрозии, результатом чего явилось отсутствие юрских и верхнетриасовых отложений. Наложение ларамийской эрозии на киммерийскую фазу затрудняет восстановление точной истории тектонического развития месторождения. Месторождение открыто в 1966 г. скважиной 49/26-1; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендес, мощность 236 м; пористость аквальных песчаников 11–20 %, проницаемость 0,5–30 мД; пористость эоловых песчаников 11–23 %, проницаемость 10–100 мД; пористость песчаников временных потоков (вади) 7–18 %, проницаемость 1–30 мД; извлекаемые запасы 330 млрд м 3 ; добыча – шесть платформ, каждая с 12–14 эксплуатационными скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 41 км, диаметром 76 см до Бэктона.

Месторождение Индифайтигейбл -Викинг представляет собой серию ограниченных разломами структур, в совокупности представляющих собой антиклиналь северо-западного простирания. Площадь Индифайтигейбл имеет общую длину около 19 км, а каждый блок около 3,2 км в ширину. Размер месторождения Викинг-Норт 16×4,8 км. Площади Индифайтигейбл и Викинг подвергались интенсивному воздыманию в киммерийскую эпоху. Поднятие, по-видимому, было наиболее интенсивным на юго-востоке. Результатом размыва явилось залегание нижнемеловых отложений на кейпере, мушелькальке и бунтере (триас). В позднемеловое время блоковые движения проявлялись мягче и, по-видимому, имели противоположное направление. Постепенное прогибание в юго-восточном направлении (т. е. к трогу Брод-Фортинс) выразилось в увеличении мощности верхнемелового писчего мела в этом направлении. Продуктивный горизонт ротлигендеса интенсивно нарушен сбросами в результате позднеюрских (киммерийских) тектонических движений, причем амплитуда сбросов часто достигает нескольких сотен метров. Эти смещения превосходят мощность продуктивного горизонта ротлигендеса (46 м), в результате чего отдельные блоки часто имеют разные газоводяные контакты. В общем амплитуда сбросов и глубина газоводяного контакта в северо-западном направлении постепенно увеличиваются. Месторождение Индифайтигейбл открыто в 1966 г. скважиной 49/18-1; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендес; мощность 16–35 м; добыча – три платформы, каждая с восемью скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 135 км, диаметром 76 см до Бэктона через месторождение Леман. Месторождение Викинг-Норт открыто в 1968 г. скважиной 49/12-2; продуктивный горизонт – песчаники ротлигендеса общей мощностью 150 м, эффективной 99–135 м, извлекаемые запасы – 140 млрд м 3 ; добыча – одна платформа с десятью скважинами; транспортировка – трубопровод протяженностью 98 км, диаметром 71 см до Тедлеторна (Линкольншир).

Наиболее характерным для Южной области является месторождение Уэст Соул , приуроченное к антиклинальной складке, вытянутой с северо-запада на юго-восток по отложениям нижней перми. Последние лежат с несогласием на верхнекарбоновых породах. По своим особенностям газовая залежь может быть отнесена к типу массивных. Основной продуктивный горизонт связан с песчаниками ротлигендеса, залегающими на глубине около 3 000 м. Покрышкой служат верхнепермские – цехштейновые соленосные породы. Они образуют соляной купол, который смещен на северо-восток по отношению к нижнепермскому поднятию на 5 км. Нарушения, видимо, юрского возраста затронули карбон, ротлигендес и цехштейн, причем целостность последнего оказалась ненарушенной. Месторождение Вест-Соул открыто в декабре 1965 г. скважиной 48/6-1, извлекаемые запасы газа – 67 млрд м 3 , приток при опробовании 0,3 млн м 3 /сут; добыча из зон трещиноватости и локальной проницаемости; четыре стационарные платформы, каждая с пятью или шестью эксплуатационными скважинами; транспортировка – трубопровод длиной 64 км и диаметром 40 см до Изингтона на Йоркширском побережье.

Перечисленные месторождения лежат на юго-западе Южной области и находятся в британском секторе Северного моря. В этой же области в 100 км восточнее месторождения Индефатигейбл в нидерландском секторе было открыто месторождение L/10 (Пласид). Продуктивный горизонт месторождения L/10 – песчаники ротлигендеса; они залегают на глубине около 4 000 м. Залежь газа приурочена к крупной пологой складке, ориентированной в направлении, близком к меридиональному. Ее запасы не менее 150 млрд м 3 .

Месторождение Хьюитт несколько отличается от описанных. Оно связано с вытянутой в северо-западном направлении антиклинальной складкой, расположенной в непосредственной близости от месторождения Леман. На месторождении Хьюитт имеется три продуктивных горизонта, нижний из которых приурочен к доломитам цехштейна и залегает на глубине 1 400 м. Два основных газоносных пласта находятся в нижнем триасе и залегают соответственно на глубинах 1 250 и 900 м. Триасовые коллекторы представлены песчаниками с хорошими коллекторскими свойствами – пористостью 25 % и проницаемостью 1 000 мД. Скопление газа в триасовых отложениях этого месторождения объясняется тем, что оно лежит за пределами развития соленосных пород цехштейна, которые «гасят» дизъюнктивные нарушения, поэтому наличие разломов способствовало вертикальной миграции газа вверх через толщу пермских пород. Верхняя газовая залежь характеризуется примесью сероводорода. Месторождение открыто 20 октября 1966 г. скважиной 48/29-1; извлекаемые запасы газа – 98 млрд м 3 , добыча – четыре стационарные платформы, каждая с восемью скважинами; транспортировка – трубопровод длиной 29 км и диаметром 76 см до Бэкстона на Норфолкском побережье.

Интерес нефтяных компаний к шельфу Северного моря непосредственно связан с открытием месторождения Гронинген в северо-восточной части Нидерландов в 1959 г. скважиной 1 Слохтерен. Мощные нижнепермские газоносные песчаники, вскрытые скважиной-открывательницей, были отмечены также в скважине 1 Дельфциель, пробуренной, как полагали, на отдельной структуре. Впоследствии она оказалась частью одного большого газового месторождения. Интервалы третичных отложений и верхнемелового писчего мела изменчивы по мощности вследствие главным образом соляной тектоники цехштейна; юрские и верхнетриасовые породы отсутствуют, вероятно, благодаря позднекиммерийскому размыву. Цехштейн, представленный четырьмя полными эвапоритовыми циклами, изменяется по мощности вследствие проявления соляной тектоники. Тем не менее, он имеет минимальную мощность около 600 м и служит весьма эффективной покрышкой для нижележащего газосодержащего коллектора. Крупные сбросы, секущие ротлигендес и более древние породы, затухают в пластичных соляных пластах и, следовательно, не служат путями миграции накопившегося газа.

Пачка слохтерен – основной газоносный горизонт месторождения Гронинген – постепенно увеличивается в мощности от 82 м на юге до 201 м на севере. В нижней части обычно присутствуют конгломераты; перекрывающие их дюнные песчаники часто рыхлые, плохо уплотненные, с великолепными пористостью и проницаемостью. Однако переслаивающиеся с ними пласты отложений временных потоков обладают менее благоприятными коллекторскими свойствами. Ротлигендес подстилается дельтовыми песчаниками, сланцами и углями верхнего карбона, являющимися газопроводящими отложениями. Структура газового месторождения Гронинген контролируется разломами. Преобладает северо-западное простирание позднекиммерийских (поздняя юра) разломов с амплитудой, превышающей 300 м. Некоторые из этих разломов, возможно, имели более древнее заложение и активизировались в позднекиммерийскую тектоническую фазу. Есть указания на то, что структура месторождения Гронинген к тому времени уже была частично сформирована, но несомненно, что позднекиммерийские движения изменили ее, придав более или менее современный вид, а последующим размывом были уничтожены отложения юрского и верхнетриасового возраста. Впоследствии структура была погребена под меловыми породами, и ларамийская и альпийская фазы движений земной коры оказали на нее незначительное воздействие.

Характеристика месторождения Гронинген: пористость 15–20 %; проницаемость – обычно от 100 до 1 000 мД; состав газа – метан 81 %, азот – 14 %, двуокись углерода – 1 %; доказанные запасы газа 2 трлн м 3 .

Примечательно, что открытие этого месторождения произошло после бурения 200 безрезультатных поисковых скважин. Весьма интересна история формирования месторождения. По мнению специалистов, первоначально содержавшийся в антиклинальной ловушке газ ушел в атмосферу. Потребовался дополнительный источник углеводородного газа. Таким источником стала толща каменноугольных отложений, лежащих значительно ниже продуктивных горизонтов. По разломам земной коры в кайнозойскую эру новые порции газа стали поступать в антиклинальную ловушку до тех пор, пока не сформировалось уникальное месторождение Слохтерен. На этом примере видно, как важно уметь правильно расшифровать историю развития геологических объектов.

На востоке Южной области были обнаружены также нефтяные непромышленные залежи, связанные с юрскими отложениями. Непромышленный характер залежей обусловлен тем, что они залегают неглубоко от поверхности, а содержащие их отложения эродированы на большей части Южной области.

Норвежская нефтегазоносная область в геологическом отношении совпадает с Норвежским бассейном. Она расположена между Южной областью на юге и Восточно-Шетландской на севере. Как указано выше, в геологическом отношении рассматриваемая область представляет собой крупный третичный прогиб. Для него характерен широкий диапазон нефтегазоносности: от перми до третичных осадков. В настоящее время здесь известно 22 нефтяных и 5 газовых месторождений. Наиболее крупные нефтяные месторождения: Фортис, Экофиск, Пайпер, Монтроз и др. Месторождения связаны с крупными пологими брахиантиклинальными складками. Тип коллектора как терригенный, так и карбонатный.

Месторождение Фортис является самым крупным в описываемой зоне, оно расположено в центральной части Норвежского бассейна. В структурном отношении Фортис представляет собой крупную пологую складку, вытянутую в широтном направлении. По отложениям палеоцена ее размер 16×8 км, при соотношении ширины и длины 1:2. Площадь складки по наиболее нижней замкнутой изолинии 90 км 2 , а ее амплитуда 155 м. Восточная периклиналь складки осложнена сбросом небольшой амплитуды. Поднятие в третичных отложениях располагается согласно над поднятием в меловых отложениях, которые перекрывают выступ изверженных пород, сложенных базальтами. В отложениях, перекрывающих палеоценовые, складка постепенно выполаживается; она не фиксируется по верхнемиоценовым и плиоценовым породам, имеющим моноклинальное падение в юго-восточном направлении.

Анализ геологической истории месторождения Фортис показывает, что в раннетретичное время его структура была относительно приподнятой, это способствовало ранней миграции углеводородов. Основной продуктивный горизонт данного месторождения – палеогеновые песчаники, покрышкой служат палеоценовые глины и аргиллиты, карбонатность которых меняется по площади. Мощность палеоценовых пород-покрышек составляет около 50 м. В нижней части они сложены темно-серой алевритистой глиной, а вверху – зеленовато-серым слабокарбонатным аргиллитом. Продуктивный пласт не является однородным по всей площади месторождения, а характеризуется фациальной изменчивостью. На юге и востоке структуры песчаники замещаются зелеными и серыми глинами и алевролитами. Однако основная часть продуктивного пласта сложена пачкой песчаников мощностью 35–80 м с редкими глинистыми прослоями; на отдельных участках развита карбонатная цементация. Наблюдаются также галечниковые прослои. Сортировка песчаников – от плохой до средней, однако коллекторские свойства их хорошие: пористость 25–30 %, проницаемость до 3 900 мД.

Залежь нефти на месторождении Фортис массивная, высота залежи 155 м. Нефть залегает в интервале глубин 2 100–2 200 м и характеризуется низким содержанием серы и парафина. Газовая шапка на месторождении отсутствует; содержание растворенного газа относительно невысокое (около 70 м 3 /т). Геологические запасы месторождения составляют окола 700 млн т, а извлекаемые (при коэффициенте нефтеотдачи 40 %) – около 280 млн т.

Экофиск – второе по величине нефтяное месторождение Норвежской нефтегазоносной области. Оно находится в погруженной части Норвежской впадины и является наиболее крупным из установленных в данном районе месторождений, являющихся его «спутниками». В структурном отношении Экофиск – двухвершинное куполовидное поднятие по верхнемеловым отложениям. Оно находится над соляным куполом в отложениях перми. Структура ориентирована в меридиональном направлении и имеет размеры 12×7 км; площадь – 55 км 2 .

Нефтегазоносными являются карбонатные породы датского яруса верхнего мела, а покрышками – глины палеоцена и вышележащих отложений. Мощность продуктивного горизонта составляет 120 м, а эффективная мощность – 119 м. Он залегает в среднем на глубине 3 000 м. Залежь пластового типа, ее высота – 190 м. Коллекторские свойства пласта-коллектора не очень хорошие: при высокой пористости (30–40 %) мелоподобные породы датского яруса Северного моря имеют невысокую проницаемость (до 1 мД). Однако на месторождении Экофиск в силу тектонической трещиноватости, обусловленной ростом соляного купола, проницаемость карбонатов датского яруса в среднем составляет 10–12 мД. Запасы нефти месторождения 600 млн т, а извлекаемые – 150 млн т при коэффициенте нефтеотдачи 25 %; запасы растворенного газа составляют 100 млрд м 3 .

Предполагают, что месторождение в дальнейшем будет снабжать нефтью Великобританию и другие страны Западной Европы. Потенциальная годовая добыча 90 млн т нефти.

Западноевропейские специалисты большие перспективы связывают с дальнейшими поисками месторождений в акватории Северного моря. Даже огромные затраты не охлаждают пыл поисковиков. Французский экономист Ж. Шевалье оценивает освоение нефтяного месторождения в наиболее «обжитой» части моря в 250 млн фунтов стерлингов (т. е. примерно 375 млн долл.), что соответствует стоимости одного путешествия на Луну. Освоение газового гиганта Тролль в северной части моря обойдется уже в 10 млрд долл.

Месторождение Тролль открыто в 1979 г. и расположено в 65 км от побережья Норвегии (терминал Коллснесс). Извлекаемые запасы газа месторождения составляют порядка 1,3 трлн м 3 , газового конденсата – 31,6 млн т. Ежегодная добыча составляет в среднем порядка 26,4 млрд м 3 газа и 0,55 млн т газового конденсата. Пока что на месторождении пробурено 106 эксплуатационных скважин; из них 36 – мультилатеральные. Скважина, вскрывшая новую залежь, пробурена при глубине моря 341 м до конечной глубины 2 055 м от уровня морского дна.

Месторождение Монтроз было первым нефтяным месторождением, открытым в Британском секторе. Первая скважина была пробурена в конце 1969 г. Нефтяная продуктивная зона месторождения относительно маломощная, и сначала возникли сомнения относительно его промышленной ценности. Сейчас на месторождении пробурены три скважины, и идет подготовка его к эксплуатации.

Месторождение Монтроз приурочено к антиклинали, осложненной тремя куполами. Нефтяной коллектор сложен мощными пористыми песчаниками палеоцена, т. е. возраст продуктивного горизонта тот же, что и на более крупном месторождении Фортис, находящемся северо-западнее. Средняя глубина водонефтяного контакта – 2 520 м ниже уровня моря, на 281 м глубже, чем на месторождении Фортис. Структура месторождения Монтроз, по-видимому, представляет собой компенсированный осадками погребенный блок, который, может быть, является юго-восточным продолжением блока месторождения Фортис. Неясно, являются ли продуктивные песчаники месторождения Монтроз мелководными дельтовыми образованиями, как на месторождении Фортис, или это более глубоководные песчаники, отложенные турбидитовыми потоками.

Характеристика месторождения: открыто 28 декабря 1969 г. скважиной 28/8-1; продуктивный горизонт – палеоценовые песчаники максимальной мощностью 57 м.

Помимо месторождений Экофиск и Монтроз, в данном районе Норвежского бассейна установлены более мелкие месторождения, которые в геологическом отношении подобны Экофиску, т. е. имеют тот же нефтегазоносный горизонт, близкие по особенностям геологического строения структуры, но значительно меньшие размеры и, соответственно, меньшие запасы. Это месторождения Западный Экофиск, Торфельт, Еда, Альбусткель и др. Суммарные извлекаемые запасы всей группы месторождений, включая и Экофиск, составляют 350–400 млн т.

На юге Норвежской области в датском секторе Северного моря было открыто три месторождения, из которых наиболее крупным является Дан . По строению и нефтегазоносности оно напоминает место рождения группы Экофиск. Здесь также продуктивны известняки датского возраста, которые залегают на глубине 1 830–2 000 м. Высота нефтяной залежи 90 м, а газовой шапки – 75 м. Однако при разработке месторождения наблюдалось резкое сокращение дебита скважин, что ставит вопрос о целесообразности его дальнейшей эксплуатации.

В непосредственной близости от группы месторождений Экофиск в осевой зоне Норвежской впадины находятся месторождения Джозефин, Ок и Арджил . Они относительно небольшие, с запасами нефти от 10 до 30 млн т, отличаются от описанной выше группы более древним возрастом продуктивных горизонтов (песчаники нижней перми, карбонаты цехштейна и песчаники мезозоя). На месторождении Джозефин нефть получена из песчаников триаса с глубины 3 600–3 700 м. Нефть этих месторождений, по-видимому, мигрировала из юрских отложений осевой части впадины. В геологическом отношении эти месторождения представляют собой приразломные антиклинальные складки, сформированные над приподнятыми блоками фундамента. На этих блоках наблюдается несогласное налегание меловых отложений на более древние в результате предмеловых движений и размыва.

Севернее месторождения Монтроз находится месторождение Морин, приуроченное к осевой зоне Норвежской впадины. Как и в Монтрозе, продуктивные горизонты здесь связаны с песчаниками палеоцена. Извлекаемые запасы этого месторождения оцениваются в несколько десятков миллионов тонн.

И, наконец, последним крупным нефтяным месторождением Норвежского бассейна, расположенным в северо-западной краевой части одноименной впадины, является месторождение Пайпер . Это относительно небольшая структура типа структурного носа площадью около 25 км 2 . По строению она несколько напоминает складку месторождения Фортис. На месторождении имеются два продуктивных горизонта, связанных с юрскими песчаниками. Основной продуктивный пласт минимальной мощностью 90 м залегает на глубине 2 440 м. На 300 м ниже этого горизонта залегает второй, мощностью 15 м. Извлекаемые запасы месторождения составляют 120 млн т, полностью оно пока не оконтурено.

В этом же районе находится месторождение Клеймор , расположенное в 24 км западнее.

Весьма ограниченными запасами обладают месторождения Брим и Бристлинг , расположенные на востоке Норвежской впадины в норвежском секторе. Продуктивные горизонты в них залегают на глубинах более 4 км.

Помимо нефтяных и нефтегазовых месторождений в Норвежской нефтегазоносной области известно газоконденсатное месторождение Код, газовое Ломонд и др. Они имеют залежи в нижнетретичных отложениях и являются относительно небольшими по размерам.

Восточно-Шетландская нефтегазоносная область является наиболее северной в Северном море и открыта в 1972–1973 гг. Она совпадает с Восточно-Шетландским трогом. По площади эта область значительно меньше описанных, но имеет наибольшие запасы нефти и газа. В настоящее время здесь открыто более 15 месторождений нефти и газа, продуктивные горизонты которых находятся в cpeднeюрских и палеоценовых отложениях. Наибольшее число крупных месторождений расположено в северной части Восточно-Шетландского трога; они образуют группу месторождений Брент, приуроченную к платформенному блоку одноименного названия. На этом участке, расположенном к восток-северо-востоку от Шетландских островов, известно 10 месторождений нефти, общие извлекаемые запасы которых составляют около 1,5 млрд т. Все они, за исключением месторождения Статфиорд, находятся в британском секторе Северного моря. Открытые месторождения в этом районе расположены буквально одно возле другого, и зачастую неясно, являются ли месторождения самостоятельными или представляют собой единую залежь.

Рассматриваемую область в настоящее время нельзя считать полностью изученной. В начальной стадии находится разведка норвежского сектора, а в британском еще несколько структур не введено в разведку. Несмотря на суровые климатические условия, в этом районе ведутся весьма активные поиски нефти.

Одним из наиболее крупных месторождений Северного моря является месторождение Брент . В структурном отношении оно размером 20×8 км. Эта складка выражена в третичных и меловых породах, а по юрским и нижележащим отложениям представляет собой приподнятый блок, ограниченный с запада и востока разрывными нарушениями. Меловые отложения залегают несогласно на юрских породах в результате размыва, имевшего место в киммерийское время. Основные коллекторы представлены юрскими песчаниками. Эти отложения залегают на глубине 3–3,5 км. В юре имеется несколько горизонтов. Кроме того, предполагаются залежи углеводородов в отложениях от девона до карбона. Извлекаемые запасы нефти в юрских отложениях составляют около 350 млн т. Месторождение открыто в июне 1971 г. скважиной 211/29-1, которую долго не испытывали вследствие предстоявшего «четвертого раунда» выдачи лицензий; продуктивный горизонт – среднеюрские песчаники (брент) мощностью приблизительно 240 м, пористостью 7–37 %, проницаемостью до 8 Д, нижнеюрские – рэтские песчаники (статфиорд) мощностью 176 м, пористостью до 26 %. Песчаники «брент» содержат газ (этаж – 76 м) и нефть (этаж – 144 м); плотность нефти – 0,83 г/см 3 , газовый фактор 300 м 3 /т; песчаники «статфьорд»: этаж газоносности – 150 м; этаж нефтеносности – 130 м; плотность нефти – 0,85 г/см 3 , газовый фактор 600 м 3 /т.

В непосредственной близости находится месторождение Найниан , напоминающее по своему строению месторождение Брент. Здесь также наблюдается складка в третичных отложениях над приподнятым блоком фундамента, тот же продуктивный горизонт – среднеюрские песчаники; глубина их залегания около 3 км. Доказанные извлекаемые запасы этого горизонта – 180–270 млн т.

Месторождения Данлин и Тистл расположены непосредственно к северу от месторождения Брент. Они имеют сложное строение и, помимо продольных разломов, осложнены поперечными нарушениями, разбивающими единые структуры на ряд блоков. Продуктивным горизонтом здесь, как и на месторождении Брент, являются среднеюрские песчаники, эффективная мощность которых составляет 100–120 м. Основной нефтегазоносный горизонт залегает на глубине 2 700 м. Два других прослоя песчаника, залегающие в интервале 2 805–2 865 м, насыщены в основном водой с небольшим количеством нефти. Извлекаемые запасы месторождения Данлин – 100–150 млн т; приблизительно столько же сосредоточено на месторождении Тистл.

Неподалеку от месторождения Брент в 1974 г. было открыто месторождение Статфиорд (рис. 2.8) в норвежском секторе Восточно-Шетландского трога. Это гигантское месторождение на шельфе Северного моря находится в разработке уже более 30 лет. По строению оно напоминает месторождение Брент. Здесь продуктивны средне- и нижнеюрские песчаники. Первая нефть была добыта 24 ноября 1979 г. Остаточные извлекаемые запасы хотя и невелики по сравнению с начальными запасами месторождения, но в сравнении с вновь открываемыми залежами на шельфе Северного моря выглядят впечатляюще.

Вследствие работ по ремонту скважин, дополнительному разбуриванию месторождения и применению метода попеременной закачки воды и газа нефтеотдача в целом по месторождению повысилась с запланированных ранее 48 % до текущих 66 %. Эксплутация месторождения Статфиорд будет продолжаться вплоть до 2020 г., несмотря на некоторые сложности.

В пределах северной части Восточно-Шетландской впадины известны и более мелкие месторождения – Корморант, Алвин, Магнус и др. Их извлекаемые запасы меньше запасов описанных месторождений (за исключением месторождения Корморант), оценка которых колеблется от 13 до 100 млн т. Эти месторождения также связаны со среднеюрскими отложениями, а складки имеют блоковое строение. В южной части Восточно-Шетландского прогиба находится крупное газоконденсатное месторождение Фригг. Это большое куполовидное поднятие дотретичных пород площадью 175 км 2 . Продуктивным горизонтом являются песчаники палеоцена,

Рис. 2.8. Схема строения месторождения Статфиорд
коллекторские свойства которых близки коллекторским свойствам палеоценовых отложений месторождения Фортис. Глубина залегания продук тивного горизонта в своде структуры 1 800 м. Эффективная мощность палеоценовых отложений 130 м. Запасы газа около 300 млрд м 3 , газоконденсата 100 млн т. Не совсем ясно, почему в Восточно-Шетландском прогибе одни структуры являются газонасыщенными, а другие нефтенасыщенными. Возможно, газоносность поднятия Фригг обусловлена тем, что газовое месторождение расположено над зоной развития мезозойских отложений, имеющих значительную мощность и глубину погружения. Благодаря этому здесь углеводороды образуются в зоне высокого давления и находятся в газообразном состоянии. При миграции вверх они не меняют фазового состояния.

В 2004 г. добыча газа на североморском месторождении Фригг прекращена. За 26 лет эксплуатации месторождения добыто 190 млрд м 3 . Истощение месторождения предсказывали еще в конце 1980-х гг., но внедрение более совершенной технологии добычи помогло продлить срок жизни месторождения. Непосредственно южнее расположено месторождение Хеймдал с продуктивными горизонтами в палеоцене. Глубина залегания продуктивного горизонта – 1 800–2 130 м, его мощность – около 180 м. Промышленные притоки газа были получены непосредственно к северу и востоку от месторождения Фригг. Таким образом, в этом районе можно ожидать открытия нескольких газовых и газоконденсатных месторождений.

В южной части Восточно-Шетландского прогиба кроме газоконденсатных открыты нефтяные месторождения. К их числу относится месторождение Берил с извлекаемыми запасами 70–80 млн т и блок 2/5 с запасами 50–70 млн т, расположенные в британском секторе. Притоки нефти были получены также в блоке 2/5 норвежского сектора, непосредственно к югу от месторождения Хеймдал.

Изложенные данные свидетельствуют, что Северное море является довольно крупной нефтегазоносной провинцией (табл. 2.3). Разведанные геологические запасы оценивались в 9,6 млрд т условного топлива (с использованием коэффициентов пересчета по угольному эквиваленту). Извлекаемые запасы составляли более 25 трлн м 3 газа и около 3 млрд т нефти и конденсата. Как уже указывалось, эти ресурсы сосредоточены в широком стратиграфическом диапазоне – от перми до палеогена. Стратиграфическое распределение запасов показывает, что около половины разведанных геологических запасов приурочено к юрским отложениям, приблизительно по 20 % – к пермским (ротлигендес) и палеоценовым, а остальные запасы – к верхнемеловым (датский ярус) и триасовым. Если рассмотреть распределние по площади, то видно, что более 50 % запасов нефти (геологических и извлекаемых) сосредоточено в Восточно-Шетландской впадине, наложенной на древнюю погребенную зону поднятий каледонского возраста. Около 50 % запасов газа приурочено к отложениям ротлигендеса и сосредоточено в Англо-Германской впадине. Здесь основные наиболее крупные месторождения связаны с бортовой зоной Англо-Брабантского массива. К настоящему времени большая часть разведанных запасов углеводородов находится в британском секторе Северного моря. На него приходится около 80 % разведанных извлекаемых запасов нефти и более половины запасов газа. Затем большие темпы были достигнуты в Норвежском секторе Северного моря.

ЗАЛЕЖИ И МЕСТОРОЖДЕНИЯ НЕФТИ И ГАЗА

А. А. Бакиров скопления нефти и газа подразделяет на две категории: локальные и региональные. К локальным он относит:

1) залежи нефти и газа;

2) месторождения нефти и газа.

Региональные скопления нефти и газа А. А. Бакиров и другие исследователи подразделяют на:

1) зоны нефтегазонакопления;

2) нефтегазоносные области;

3) нефтеносные провинции или пояса.

В основу классификации залежей для целей поисков и разведки положены следующие признаки:

1) соотношения в них газа, нефти и воды;

форма ловушек.

Классификация залежей по фазовому составу

Залежь нефти и газа представляет собой естественное локальное (единичное) скопление нефти и газа в ловушке. Залежь образуется в той части резервуара, в которой устанавливается равновесие между силами, заставляющими нефть и газ перемещаться в природном резервуаре, и силами, которые препятствуют этому.

Газ, нефть и вода располагаются в залежи зонально:

q газ, как наиболее легкий, занимает кровельную часть природного резервуара, под покрышкой;

q ниже поровое пространство заполняется нефтью,

q еще ниже - водой.

По преобладанию жидкой фазы над газовой (или наоборот) залежи делятся на:

q однофазовые - нефтяные, газовые, газоконденсатные

q двухфазовые - газонефтяные, нефтегазовые.

По фазовым соотношениям содержащихся в залежи углеводородов выделяется 6 типов скоплений:

газовые,

газоконденсатные,

нефтегазоконденсатные,

нефтегазовые,

газонефтяные,

нефтяные.

Газовая залежь (рис. 7.1)содержит в основном метан и его гомологи (этан, пропан и др.).

Рис. 7.1. Схема газовых залежей

В ряде регионов газовые залежи помимо углеводородных компонентов содержат сероводород, углекислый газ, азот, гелий, а также в небольших количествах инертные газы (аргон, неон, криптон).

При визуальном осмотре керна продуктивных горизонтов нефтяных месторождений можно увидеть примазки и включения нефти в порах и трещинах породы. На чисто газовых месторождениях керн из продуктивных толщ не отличается от образцов, взятых из выше- или нижележащих отложений. Их можно отличить лишь сразу после подъема из скважины по запаху бензина, который быстро улетучивается и через небольшой промежуток времени керн уже не несет каких-либо следов УВ. В связи с этим проходка скважин в газоносных районах должна быть под постоянным геологическим контролем и обязательно сопровождаться газовым каротажем.

Газоконденсатные залежи (рис. 7.2) представляют собой скопления жирного газа и растворенных в нем более тяжелых УВ (С 5 Н 12 и выше).

Рис. 7.2. Схема газоконденсатной залежи

Концентрация их при большой высоте залежи увеличивается вниз по разрезу продуктивной толщи.

В качестве примеров можно привести такие крупнейшие по запасам газоконденсатные месторождения, как Астраханское, Вуктыльское, Шуртанское, Западно-Крестишинское, Яблоневское. Газовые фракции этих месторождений помимо УВ содержат также ценнейшие сопутствующие компоненты. Так, в составе газа Астраханского месторождения кроме метана (40–50 %) и тяжелых УВ (10–13 %) содержится 22–23 % сероводорода и 20–25 % углекислого газа. Содержание стабильного конденсата в углеводородном газе того же Астраханского месторождения, по имеющимся данным, меняется по площади от 130 до 350 см 3 /м 3 .

При подсчете запасов наряду с углеводородным газом и конденсатом обязательно учитываются и эти компоненты.

Нефтегазоконденсатные залежи (рис. 7.3) отличаются от предыдущих наличием в нижней части продуктивной толщи жидких УВ, представляющих собой легкую нефть.

Рис. 7.3. Схема нефтегазоконденсатной залежи

Примером является Карачаганакское месторождение. Высота массивной залежи на этом месторождении превышает 1,5 км. Сверху вниз постепенно возрастает количество конденсата и около 200 м нижней части продуктивной толщи заполнено нефтью.

Нефтегазовая залежь содержит скопление газа, подстилаемого нефтью (на всей площади или частично), геологические запасы которой не превышают половины суммарных запасов УВ залежи в целом. Газ, имеющий преобладающее значение, как правило, жирный, т.е. помимо метана содержит некоторое количество тяжелых УВ.

В зависимости от типа резервуара и характера заполнения ловушки нефтяная часть может иметь вид либо нефтяной оторочки, либо нефтяной подушки (рис. 7.4).

Рис. 7.4. Схема нефтегазовой залежи

Если залежь обнаружена в пластовом резервуаре, то нефтяная часть залежи будет располагаться по периферии ловушки и в этом случае имеются сплошные внешний и внутренний контуры нефтеносности и внешний и внутренний контуры газоносности. В пределах внутреннего контура газоносности скважины вскрывают чисто газовую часть залежи, между внешним и внутренним контурами газоносности – газонефтяную и за пределами внешнего контура газоносности – чисто нефтяную или водонефтяную части залежи.

Вследствие геологических (замещение коллекторов) или гидродинамических (региональный напор вод) причин нефтяная оторочка может быть смещена в сторону лучших коллекторов или меньших напоров вод и вырисовываться как односторонняя оторочка.

В массивной и неполнопластовой залежи нефтяная часть в виде нефтяной подушки располагается по всей части ловушки или, как и в предыдущем случае, частично может быть смещена к ее периферии.

Формирование оторочки может происходить за счет вытеснения нефти газом, поступившим в ловушку после образования нефтяной залежи. Показателем такого происхождения залежи является наличие остаточной, связанной нефти по всему разрезу продуктивной толщи. Наличие нефтяной оторочки может быть обусловлено также поступлением нефти в ловушку уже после образования газовой залежи. В этом случае в газонасыщенной части пласта следов нефти не обнаруживается.

Различные соотношения газовых и нефтяных частей залежи хорошо видны на примере Уренгойского месторождения. Это месторождение в сеноманских отложениях содержит чисто газовую залежь, в нижнемеловых газоконденсатные, нефтегазоконденсатные залежи и в келловейско-оксфордских – нефтяные. В некоторых продуктивных горизонтах нефть подстилает всю газоконденсатную залежь. В других нефтяная оторочка смещена на северную периклинальную часть структуры.

Газонефтяная залежь представляет собой нефтяное скопление с газовой шапкой (рис. 7.5).

Рис. 7.5. Газонефтяная залежь

Геологические запасы нефти превышают половину суммарных запасов УВ залежи. Этот тип залежей встречается во многих нефтегазоносных провинциях мира.

Формирование газовой шапки может происходить или за счет выделения газа из нефти в связи с поднятием ловушки на последних этапах ее развития и, следовательно, снижения пластового давления, или в результате притока газа после формирования нефтяной залежи.

Нефтяная залежь содержит скопление нефти с растворенным в ней газом (рис. 7.6).

Рис. 7.6. Нефтяная залежь

Фазовые соотношения УВ в залежах всех типов, кроме чисто газо­вых, определяются термобарическими условиями залегания. В про­цессе разработки эти условия меняются, нарушается равновесие при­родной системы. Так, в процессе разработки нефтяной залежи на ес­тественном режиме снижается пластовое давление, и если оно стано­вится ниже давления насыщения, то в пласте выделяется свободный газ и образуется газовая шапка; в газоконденсатной залежи. наоборот, выпадают жидкие УВ. Иначе говоря, при воздействии на залежь ме­няется ее равновесное состояние и на каком-то этапе она переходит в новое качество.

Переход рассматриваемой природной системы в новое качествен­ное состояние зависит, с одной стороны, от характера ее взаимосвя­зей с природными системами более высоких иерархических уровней (региональный фон), с другой – от степени техногенного воздействия на нее.

По сложности геологического строения продуктивных горизонтов залежи делятся на две основные группы:

А) простого строения – продуктивные горизонты характеризуются относительной выдержанностью литологического состава, коллекторских свойств и продуктивности по всему объему залежи;

б) сложного строения – разбитые тектоническими нарушениями на ряд изолированных блоков и зон, или залежи, имеющие изменчивый характер продуктивных горизонтов.

Полезные инструменты