Россия является, пожалуй, самым главным мировым экспортёром нефти. Каждый год в государстве предприятия добывают примерно 505 000 000 тонн «чёрного золота». Сегодня разработка, проводимая в самых крупных месторождениях, по объёмам известных природных запасов нефти вывели страну на 7-ю строчку в мире. В этой статье мы рассмотрим самые крупные нефтяные месторождения России.

Российские нефтяные месторождения

Составленная экспертами карта нефтяных месторождений России демонстрирует практически все главные месторождения. Самыми крупными являются:

• Самотлорское
• Ромашкинское
• Приобское
• Лянторское
• Фёдоровское.

Крупнейшее российское месторождение нефти - Самотлорское, занимает шестое место в мировом списке. На протяжении многих лет его расположение являлось государственной тайной. Разработки в нём проводятся свыше 45 лет, его планируется использовать до конца ХХI века. Находится оно в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Первая эксплуатационная скважина была пробурена на Самотлоре зимой 1968 года. Промышленных масштабов добычи геологи достигли в 1969 году. В 1981 году специалисты отчитались о миллиардной тонне нефти. Специально для нефтяников Самотлора власти округа построили город Нижневартовск.
Ромашкинское месторождение находится на расстоянии 70 км в западном направлении от г. Альметьевск Республики Татарстан. Это самое крупное месторождение на территории Волго-Уральской провинции. Его обнаружили в 1948 году. Спустя 4 года началась промышленная разработка. Нефть из этого месторождения добывается методом внутриконтурного заводнения, осуществляется бурение турбобуром на воде. Из него уже добыто свыше 2 200 000 000 тонн нефти. Разработкой занимается компания «Татнефть».
Приобское месторождение открыто недалеко от Ханты-Мансийска. Его нашли в 1982 году участники Правдинской нефтеразведочной экспедиции. Река Обь разделяет месторождение на две половины — лево- и правобережную. Объем начальных извлекаемых запасов нефти на месторождении достигает 1,7 млрд тонн. Это месторождение отличается внушительным потенциалом, однако для его реализации необходимы существенные финансовые инвестиции. Разработка осложнена заболоченными территориями, частой затопляемостью, а также близким расположением мест нереста рыб.
Лянторское месторождение специалисты называют одним из наиболее трудных для разработки. Находится оно также около Ханты-Мансийска. Его открыли в 1965 году представители Усть-Балыкской нефтеразведочной экспедиции. Промышленная добыча была начата в 1978 году. Объем начальных извлекаемых запасов нефти на месторождении достигает 2 млрд тонн.
Фёдоровское месторождение находится на территории Сургутского свода. Принадлежит к классу гигантских месторождений. Открыто месторождение в 1971 году. Тогда же началась и добыча нефти. Сегодня добыча ведется при помощи горизонтального бурения, ГРП, физико-химического метода обработки призабойной зоны. Это месторождение представляет собой основу ресурсной базы «Сургутнефтегаза». Назвали месторождение в честь известного в Тюменском регионе геофизика Виктора Федорова.

Нефтяные месторождения Сибири

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция находится на территории Западно-Сибирской равнины. С восточной стороны провинцию ограничивает река Енисей, с западной — Уральские горы, с южной — граница с Казахстаном и Алтайские горы, а с северной — Карское море. Больше всего месторождений находятся в Тюменском регионе, а именно в Ханты-Мансийском и Ямало-Ненецком автономных округах. Кроме этого присутствуют месторождения в Томском регионе, Омском регионе, Свердловском регионе, Новосибирском регионе и Красноярском крае.
Западно-Сибирская провинция насчитывает 15 нефтегазоносных областей.
Нефть и газ в отложениях фиксируются в обширном стратиграфическом поясе, от слоев палеозойского фундамента до апт-сеноманских отложений верхнего меловго периода. В общей сложности на территории Западной Сибири известно примерно 500 нефтяных и газовых месторождений.

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.

06.08.2016

Как мы уже говорили, в основу приведенной выше классификации залежей была положена генетическая связь залежей с ловушками нефти и газа. Естественно, что эта генетическая связь прослеживается и при образовании месторождений нефти и газа: ловушки → залежи нефти и газа → месторождения.
Месторождение нефти и(или) газа - участок земной коры, заключающий обособленную совокупность залежей (одиночную залежь) нефти или газа в ловушках (ловушке), формирование которых обусловлено генезисом и геологическим строением этого участка (В.Б. Оленин). А.А. Бакиров все месторождения нефти и газа подразделил на пять типов: структурный, рифогенный, литологический, стратиграфический и литолого-стратиграфический, а затем каждый из них подразделил на группы и подгруппы (табл. 12.8).

Давайте посмотрим геологическое строение некоторых типов месторождений нефти и газа. Начнем с самого начала таблицы.
Месторождения антиклинальных структур простого, ненарушенного строения. Ловушками для них служат антиклинали простого строения, характеризующиеся соответствием структурных планов стратиграфических подразделений, принимающих участие в их строении.
Ниже приведены примеры геологического строения некоторых типичных для этой группы месторождений. Для того чтобы было легче разобраться, для ряда из них кроме геологического разреза приведены структурные карты.
На рис. 12.1 приведена структурная карта и геологический разрез Poмашкинского месторождения.
Месторождение Ромашкино расположено на южной вершине Татарского свода в Волго-Уральской нефтегазоносной провинции. Залежи нефти здесь в основном приурочены к терригенной толще девона и, в меньшей степени, нижнего карбона. Основная нефтяная залежь расположена на глубине 1100 м. Каждая залежь имеет свой водонефтяной контакт, который расположен горизонтально. Это можно проследить на структурной карте: водонефтяной контакт повторяет изогипсы кровли продуктивных пластов. По запасам Ромашкинское месторождение относится к разряду гигантских. Введено в разработку в 1949 г. Эксплуатируется до сих пор.
К антиклинальной структуре простого ненарушенного строения приурочено и уникальное Уренгойское газоконденсатное месторождение рис. 12.2.

Достаточно часто в практике поисково-разведочных работ встречаются месторождения, приуроченные к антиклиналям, в которых наблюдается несоответствие структурных планов различных стратиграфических подразделений. Эти несоответствия могут выражаться либо смещением сводовых частей в различных литолого-стратиграфических комплексах, слагающих структуру, либо существенным различием строения структурных этажей. Месторождения такого строения характерны как для платформенных территорий, так и переходных и складчатых областей.
Интересным примером ловушек со смещением сводовых частей являются некоторые структуры Жигулевского свода в пределах Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, как, например, расположенные рядом нефтяные месторождения Жигулевское и Стрельный овраг (рис. 12.3).
Из рис. 12.3 отчетливо видно, что для этих месторождений характерно несовпадение структурных поверхностей литолого-стратиграфических комплексов, содержащих залежи нефти и газа. А теперь, внимание. В пределах месторождения Стрельный овраг на месте сводовой части структуры по кровле пласта Б2 (нижний карбон), находится далекое погружение восточной периклинали соседней Жигулевской структуры по кровле пашийских отложений (девон). В соответствии с этим на структуре Стрельный Овраг в пашийских отложениях нефти нет, продуктивен пласт Б2 (нижний карбон), а на Жигулевской структуре нефтеносны как нижнекаменноутольные, так и пашийские (девон) отложения.

Широко распространены также месторождения, приуроченные к структурам с существенными различиями в строении отдельных структурных этажей. Так, например, к таким группам месторождений приурочены значительные ресурсы нефти Юго-Западного Ирана и Северного Ирака (Месопотамская предгорная впадина). Многие из выявленных структур в этом регионе характеризуются существенным различием строения фарсидских отложений (миоцен) и знаменитой толщи известняков Асмари (нижний миоцен - верхний олигоцен), являющихся регионально-продуктивными отложениями. Фарсидские отложения сильно и дисгармонично дислоцированы из-за наличия в их разрезе мощной толщи пластичных гипс-ангидритовых и соленосных отложений нижнего фарса. Эта сложно дислоцированная толща почти повсеместно маскирует строение подстилающей ее известняковую толщу свиты Асмари, в которой широко развиты крупные антиклинальные складки простого строения (рис. 12.4).
Следующий тип - это месторождения, приуроченные к антиклиналям, осложненным разрывными дислокациями. Такие месторождения широко распространены в складчатых и переходных областях. Однако они не являются исключением и для платформенных территорий. В качестве примера приведем геологическое строение Каражанбасского нефтяного месторождения (рис. 12.5).

Каражанбасское нефтяное месторождение расположено в Прикапийской нефтегазоносной провинции в пределах Северо-Бузачинскоого свода. Месторождение приурочено к крупной брахиантиклинальной складке, осложненной тектоническими нарушениями. Размер структуры 30х6 км. Амплитуда 180 м. Залежи пластовые, сводовые, тектонически экранированные. Нефтегазоносны среднеюрские и нижнемеловые отложения. Коллекторами служат песчано-алевритовые породы.
Месторождения, приуроченные к антиклиналям, осложненным соляной тектоникой , широко распространены в пределах территорий, где в разрезе осадочного чехла имеются достаточно мощные соленосные толщи, как например, в Южно-Эмбенской нефтегазоносной области, расположенной в пределах Прикаспийской впадины (месторождения Макат, Косчагыл, Байчунас и др.), в Припятском прогибе, в Днепрово-Донецкой впадине, Предкарпатском прогибе (месторождение Морени и др.), Примексиканской впадине (месторождение Барбес-Хилл и др., США) и многих других территорий (рис. 12.6).

Приведем еще один пример геологического строения месторождений, приуроченных к антиклиналям, осложненным соляной тектоникой. Этот пример интересен тем, что иногда на одном месторождении встречаются залежи разных типов, как на месторождении Косчагыл (рис. 12.7, в).
Месторождения, приуроченные к антиклиналям, осложненным диапиризмом или грязевым вулканизмом распространены в различных регионах, в частности в нефтегазоносных областях Западной Туркмении, Азербайджана, Румынии, США и других территориях.
Для месторождений этой группы характерно наличие сводовых залежей над погребенным диапировым ядром или грязевым вулканом, а также приконтактные залежи, связанные с образованиями грязевого вулкана или диапировым ядром. Кроме этого в пределах одного месторождения могут быть тектонически экранированные, а также некоторые виды литологических и стратиграфических залежей (рис. 12.8, 12.9).

Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в Азово-Кубанской нефтегазоносной области в пределах Западно-Кубанского прогиба. Антиклинальная складка осложнена двумя одноименными куполами. На Анастасиевском поднятии зафиксировано диапировое ядро майкопских глин, доходящее до верхнеплиоценовых отложений. С ядром контактируют скопления нефти и газа. В разрезе месторождения выявлено девять продуктивных горизонтов. Из них Ia, II и III - газовые (Анастасиевская площадь), IV и V - газонефтяные и VI, VIa и VII - нефтяные.
Основная газонефтяная залежь приурочена к VI горизонту миотического возраста и является общей для обеих площадей. Глубина залегания этого горизонта - 1350-1550 м. Особенностью этой залежи является то, что в ней содержится большая газовая шапка, высотой более 100 м.
По типу газонефтяная залежь является пластовой сводовой. Остальные залежи преимущественно литологического типа, так как они связаны с выклиниванием песчаных пластов.
Нам осталось показать геологический разрез месторождения, приуроченного к антиклинали, осложненной грязевым вулканизмом. В качестве примера мы выбрали месторождение Нефтяные Камни (Азербайджан) (рис. 12.10).

Месторождение Нефтяные Камни расположено в акватории Каспийского моря. Продуктивная толща здесь разбита рядом разрывных нарушений. Нефтегазоносность выявлена на глубинах от 260 до 1590 м, где имеется 22 нефтегазоносных горизонта, приуроченные практически ко всем свитам продуктивной толщи. Тектонические нарушения разбивают месторождение на три основных участка, отличающиеся друг от друга особенностями нефтегазоносности. На юго-западном поле нефтегазоносности продуктивны все свиты нижнего отдела продуктивной толщи. На северо-восточном крыле - отложения от сураханской до калинской свиты, а на своде структуры - нефтегазоносны только пласты калинской свиты.
Месторождения, связанные с антиклиналями, осложненными вулканогенными образованиями. Месторождения такого типа встречаются достаточно редко, хотя это можно объяснить и тем, что открытие подобных месторождений чаще всего являлось как бы побочным продуктом при поисках и разведке нефти и газа. Только в последнее время, как мы уже говорили, с широким использованием в нефтегазопоисковой геологии теории литосферных плит, начались целенаправленные поиски скоплений углеводородов в выветреловых частях серпентинитов и погребенных выступах фундамента (Мексика, США, Куба и др.).
В качестве примера представим геологический разрез месторождения Литтон-Спрингс (США) и очень наглядную схему ловушек, связанных с погребенными выступами рельефа (рис. 12.11, 12.12).
Месторождения, связанные с моноклиналями. Месторождения этой группы обычно приурочены к различным структурным осложнениям -флексурам, структурным носам и нарушениям (рис. 12.13, 12.14).

Соколовское газоконденсатное месторождение расположено в Восточно-Кубанском прогибе. Содержит гидродинамическую залежь в песчаном пласте I альбского возраста, приуроченного к структурному носу. Продуктивны только скважины, пробуренные в средней, относительно погруженной части структурного носа. На гипсометрически более приподнятом блоке пласт оказался водоносным. Поверхность раздела газ - вода имеет сложную форму, выпуклую в сторону подошвы пласта с общим наклоном в сторону направления регионального движения пластовых вод.
Посмотрим еще один пример строения Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. Оно расположено в Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции в пределах юго-западного погружения Непского свода в районе моноклинального залегания пород (см. рис. 12.14).
Месторождения рифогенного типа. Ловушками для них служат рифовые массивы. Как правило, наиболее благоприятное сочетание условий для образования рифогенных построек создается в краевых частях платформ в зонах сочленения их с предгорными впадинами (З.А. Табасаранский). В этих территориях известны крупные зоны нефтегазонакопления, как например, в Предуральской нефтегазоносной провинции, в нефтегазоносной области Тампико-Тукспан, расположенной в юго-западной краевой части Примексиканской впадины, во впадине Альберта (Канада) и др. территориях. Приведем два примера. Один из них - это Столяровское месторождение, приуроченное к одиночному рифу (рис. 12.15) и месторождение Рейнбоу, приуроченное к группе рифовых построек (рис. 12.16).

Месторождение Рейнбоу расположено во впадине Альберта и приурочено к меридиональной цепочке среднедевонских рифов. Размеры зоны рифовых тел 180x30 км. Залежи в биогермных выступах массивные. Запасы нефти составляют более 40 млн т.
Месторождения литологического типа. Здесь выделяется шесть групп месторождений. Первая группа - месторождения, связанные с участками выклинивания пласта-коллектора по восстанию слоев.
Литологическая изменчивость пластов-коллекторов, чаще всего наблюдается на склонах платформенных впадин и сводовых поднятий, на склонах краевых впадин, на платформенных бортах предгорных впадин, а также в складчатых областях, в особенности в бортовых частях межгорных впадин. В связи с этим, месторождения подобного типа широко распространены практически во всех нефтегазоносных областях. Типичным примером такой группы месторождений может служить Ходыженское месторождение (рис. 12.17).
Ходыженское нефтяное месторождение расположено в пределах Западно-Кубанского прогиба. В нем содержатся три промышленные залежи нефти. Продуктивными являются майкопские песчаные отложения, мощность которых закономерно уменьшается по восстанию оси и в обе строны от нее, что приводит к их полному выклиниванию и формированию месторождения. Для всех залежей характерно отсутствие газовых шапок, что объясняется близостью головных частей залежей к дневной поверхности и, вероятно, диффузионными процессами.

Месторождения, приуроченные к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми. Одним из многочисленных примеров месторождения, приуроченного к участкам замещения проницаемых пород непроницаемыми, может служить одно из крупнейших газовых месторождений США - Панхэндл-Хьюготон, расположенное на границе штатов Оклахома и Техас (рис. 12.18).
Месторождение Панхэндл-Хьюготон приурочено к сложно построенной ловушке. Восточная ее часть (Панхэндл) представляет пологую антиклиналь, сложенную породами каменноугольного и пермского возраста, преуроченную к гранитному выступу фундамента. Северная часть (Хьюго-тон) представлена пологой моноклиналью, с углом наклона в меридиональном направлении 1-2°. На площади Панхэндл залежь газа связана с зоной выветрелого гранита, доломитизированными известняками верхнекаменноугольного возраста и пермскими доломитами. На площади газонасыщены доломиты, глинистые и оолитовые известняки нижнепермского возраста. Обе площади имеют единый газоводяной контакт.
Месторождения, приуроченные к песчаным образованием русел палеорек. По мнению многих исследователей наиболее благоприятными условиями для нефтегазонакопления этой группы месторождений являются устьевые части палеорек, располагающиеся в прибрежных зонах палеоморей, то есть палеодельты.
Помните, еще во введении мы рассказывали о том, что И.М. Губкин еще в 1911 г. впервые изучил особенности формирования скоплений углеводородов этого типа, что позволило ему выявить крупную зону нефтегазонакопления, приуроченную к линии выклинивания, имеющую сложные очертания русел крупных палеорек, впадавших когда-то в майкопское море.

Месторождения с руковообразными залежами распространены достаточно широко. Они выявлены также в Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции (месторождение Войвожское и др.). В США подобные месторождения называют «шнурковыми». Примеры строения подобных месторождений приведены на рис. 12.19.
В верхней части рис. 12.19, б изображен геологический профиль седиментационного бассейна Паудер Ривер (Монтана, США), на котором показано нефтяное месторождение Белл-Крик, приурочненное к русловым и баровым пескам, играющих роль резервуаров (разрезы приведены внизу рисунка).
Залежь гигантского нефтяного месторождения Белл-Крик приурочнена к нижнемеловым отложениям и в тектоническом отношении контролируется лишь региональным падением пластов. Ловушка сформировалась в зоне соприкосновения литоральных морских баров и дельтовой системы с русловыми песками руковов.
Геологические профили через такие русловые и баровые пески в глинистых отложениях отмечены стрелками.
Месторождения, приуроченные к песчаным валоподобным образованиям ископаемых баров. Такие месторождения известны во многих нефтегазоносных областях США. Так, например, на территории штата Канзас и Оклахома открыто месторождение Бербанк, расположенное на западном склоне выступа Озарк. Оно приурочено к песчаным пластам свиты Чероки (каменноугольные отложения), которые полого (под углом около 1°) погружаются в западном направлении. На региональном моноклинальном фоне в пенсильванских отложениях карбона залегают вытянутые песчаные линзы, представляющие собой типичные прибрежные валоподобные образования (бары) палеоморя, существовавшего в пенсильванскую эпоху.

В мичиганской впадине обнаружены месторождения Сикс-Лейкс-Брухильд, Вернон-Остини и другие, приуроченные к так называемым «блуждающим» пескам свиты Мичиган (миссисипский отдел карбона). Эти пески являются образованиями прибрежных валов, сформировавшихся на подводных отмелях трангрессировавшего в нижнекаменноугольный период моря.
В качестве примера приведем месторождение Гей-Спенсер-Ричардсон, расположенное в Предаппалачской впадине. Скопление нефти приурочено к песчаным образованиям свиты Берна (миссисипский отдел карбона), представляющими собой ископаемый песчаный береговой вал, протяженностью более 90 км и шириной от 1 до 3,5 км (рис. 12.20).
На рисунке хорошо видно, как пробуренные нефтяные скважины повторяют контуры палеореки.
Месторождения, приуроченные к линзообразно залегающим пластам-коллекторам. Такие месторождения приурочены к песчаным линзам, расположенным в практически непроницаемых породах. Они встречаются в различных регионах мира, например в пашийских отложениях Нижне- и Верхнеомринской площадях Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, на Орьебашской, Чекмагушской и Султанбекской площадях Башкирии, месторождение Гездек в Азербайджане и др. Впервые они были открыты в США. Так, например, месторождение Осейдж в штате Вайоминг приурочено к песчаной линзе внутри мощной толщи глинистых сланцев, залегающих моноклинально. В качестве примера приведем структурную карту линзовидной залежи нефти месторождения Гездек в Азербайджане (рис. 12.21).
Месторождения стратиграфического типа. Этот класс месторождений подразделяется на три группы, приуроченные к участкам несогласного перекрытия пластов-коллекторов породами-покрышками в пределах локальных антиклинальных структур, на моноклиналях эродированной поверхности палеорельефа в результате перерыва в осадконакоплении, то есть они связаны со стратиграфическим несогласием.
Такие месторождения встречаются в пределах антиклинальных структур или на моноклиналях, а также на эродированной поверхности погребенных останцев палеорельефа и приурочены к коллекторам, залегающим стратиграфически ниже поверхности несогласия.

Перерывы в осадконакоплении случались достаточно часто в истории геологического развития территорий. Поэтому они не редкость в складчатых, преходных и в платформенных территориях и, соответственно, месторождения углеводородов встречаются во всех нефтегазоносных провинциях мира.
В Волго-Уральской нефтегазоносной провинции нефтяные залежи достаточно широко развиты в песчаных горизонтах До пашийской свиты девона на Туймазинской и Серафимовской площадях, где эти залежи приурочены к головным частям прослоев, выклинивающихся по восстанию пластов и несогласно перекрытых так называемым «верхним известняком».
В Западной Сибири скопления нефти стратиграфического типа обнаружены в нижнемеловых отложениях на Соснинской структуре, в юрских породах - на Мульминской площади, в низах тарской свиты - на Усть-Балыкском месторождении и в других районах.
В Тимано-Печерской нефтегазоносной провинции месторождения этого типа известны на Западно-Тэбукской, Нижнеомринской и многих других площадях.
За рубежом месторождения подобного типа встречаются в нефтегазоносных провинциях США, Канады, Алжира и других стран.
Рассмотрим геологический разрез одного из нефтяных месторождений подобного типа в США - Оклахома-Сити (рис. 12.22).
В месторождении Оклахома-Сити залежи нефти и газа расположены в головных частях песчаных горизонтов Уилкокс и Симпсон ордовикского возраста, которые со стратиграфическим несогласием перекрыты слабопроницаемыми отложениями каменноугольной системы.
В геологическом прошлом на этом месте была антиклинальная структура, купол которой впоследствии был размыт и затем перекрыт более молодыми образованиями.
В первой части этой книги мы привели результаты геохимических исследований нефтей Алжирской Сахары. Поэтому в качестве примера приведем геологический разрез некоторых месторождений этого региона, приуроченных к поверхности стратиграфического несогласия, тем более, что антиклинальные складки здесь не подвергались столь значительной эрозии, как в предыдущем примере (рис. 12.23).
Месторождения литолого-стратиграфического типа. Природа многообразна, и поэтому достаточно часто встречаются нефтяные и газовые месторождения, в формировании ловушек, к которым они приурочены, приняли участие два фактора: стратиграфический и литологический. Поэтому они несут в себе признаки как одного, так и другого фактора. В качестве примера литолого-стратиграфического типа месторождений может служить одно из крупнейших газовых месторождений США Монро (штат Луизиана, США).
Общая площадь распространения этого месторождения составляет 900 км. Основные продуктивные горизонты приурочены к песчаникам позднемелового возраста (свиты Тейлор и Наварро).
Продуктивные горизонты выклиниваются по восстанию пластов на склоне погребенного поднятия и несогласно перекрываются и запечатываются толщей глин и глинистых сланцев свиты Мидуэй (рис. 12.24).

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.

Нефтью называют горючую маслянистую жидкость красно-коричневого или чёрного цвета со специфическим запахом. Нефть является одним из важнейших полезных ископаемых на Земле, так как из неё получают наиболее используемые в настоящее время виды топлива. Обычно нефть образуется вместе с другим, не менее важным — природным газом . Поэтому очень часто эти два вида полезных ископаемых добываются в одном и том же месте. Нефть может залегать на глубине от нескольких десятков метров до 6 километров, но чаще всего она располагается на глубине 1-3 км. Природным газом называют газовую смесь, образующуюся при разложении органических веществ. Он залегает в земных недрах в газовом состоянии в виде отдельных скоплений, в виде нефтяной шапки нефтегазовых месторождений, а также в растворённом состоянии (в нефти и в воде).

Наиболее известные месторождения нефти и газа на территории России:

Уренгойское месторождениеприродного газа . Это второе в мире по величине пластовых запасов газовое месторождение. Объёмы газа здесь превышают 10 триллионов кубических метров. Данное месторождение расположено в Ямало-Ненецком автономном округе Тюменской области России, чуть южнее северного полярного круга. Имя месторождению дало название расположенного неподалёку посёлка Уренгой. После начала разработки месторождения здесь вырос целый рабочий город Новый Уренгой. Месторождение было открыто в 1966 году, а добыча газа началась в 1978.

Как добывают нефть (фото Максима Юрьевича Калинкина)

Туймазинское нефтяное месторождение . Это месторождение расположено в Республике Башкирия, у города Туймазы. Месторождение было открыто ещё в 1937 году. Нефтесодержащие слои расположены на глубине 1-1,7 км. Разработка месторождения началась в 1944. Туймазинское месторождение является одни из пяти крупнейших месторождений в мире по количеству нефти. Размеры месторождения составляют 40 на 20 километров. Благодаря новейшему методу основная масса извлекаемых запасов была добыта за 20 лет. Из девонских пластов отобрано нефти в два раза больше, чем удалось бы извлечь обычными способами. Однако запасы так велики, что добыча продолжается до сих пор.

Находкинское газовое месторождение. Это месторождение природного газа расположено в Большехетской впадине в Ямало-Ненецком автономном округе. Запасы месторождения оцениваются в 275,3 миллиарда м 3 газа. Хотя месторождение было открыто довольно давно (в 1974 году), разработка его началась лишь в 2004 году.

Штокмановское газоконденсатное месторождение. Одно из крупнейших месторождений в мире, открытое в 1988 году. Располагается в центральной части шельфа примерно в 600 км к северо-востоку от Мурманска. Запасы газа, по оценкам на настоящее время, составляют 3,7 триллиона м2 газа. Добыча газа здесь пока ещё не началась, так как значительная глубина залегания полезного ископаемого и трудные условия разработки требуют значительных затрат и высокотехнологичного оборудования.

Ковыктинское месторождение (Ковыкта). Месторождение природного газа, расположенное на севере Иркутской области, в 450 км к северо-востоку от Иркутска. Месторождение находится на высокогорном плато, покрытом темнохвойной . На некоторой части территории господствует . Кроме того, этой местности осложняется многочисленными каньонами. Климатические условия в районе месторождения также достаточно суровые. Запасы природного газа оцениваются в 1,9 триллионов кубометров газа и 115 миллионов тонн жидкого газового конденсата.

Ванкорское месторождениенефтегазовое месторождение. Месторождение, расположенное на севере Красноярского края. Включает в себя Ванкорский и Северо-Ванкорский участки. Месторождение открыто в 1991 году. Запасы нефти превышают 260 миллионов тонн, а газа - около 90 миллиардов м2. Разработка месторождения должна начаться в 2008 году. Здесь планируется пробурить 266 скважин, а поставку осуществлять через Восточный нефтепровод.

Штокмановское месторождение

Ангаро-Ленское газовое месторождение . Крупное месторождение природного газа расположенное в Иркутской области. Названо по названиям крупных – и Ангары, расположенных поблизости. Месторождение открыто в начале XXI века. Запасы природного газа по предварительным оценкам составляют более 1,2 триллиона м2.

Самотлорское нефтяное месторождение (Самотлор ). Это крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире нефтяных месторождений располагается в Ханты-Мансийском автономном округе, в районе Нижневартовска у Самотлор. По оценкам специалистов запасы нефти здесь составляют 2,7 миллиарда тонн. Они залегают на глубине 1,6-2,4 км. Месторождение было открыто в 1965 году. В основном месторождение разрабатывалось в 80-е годы прошлого века. К настоящему времени около 2,3 миллиарда тонн уже добыто.

Еты-Пуровское нефтяное месторождение . Это нефтяное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе, в районе города Ноябрьска. Открыто в 1982, разработка начались лишь в 2003. Запасы нефти составляют около 40 миллионов тонн.

Верх-Тарское нефтяное месторождение . Располагается на севере Новосибирской области. Запасы нефти составляют около 68 миллионов тонн. Одним из недостатков месторождения является отсутствие необходимых коммуникаций. Нефть добываемая на этом месторождении отличается небольшим количеством примесей. Месторождение открыто в 1970 году, разработка началась в 2000 году.

Количество месторождений нефти и газа в России значительно больше. Некоторые из них, открытые ещё в прошлом веке уже выработаны, а разработка других, сравнительно недавно обнаруженных, ещё даже не начиналась (например, Ванкорское месторождение). Кроме того, есть основания полагать, что далеко не все месторождения на территории страны открыты.