Введение
Предметом изучения является изучения бассейнов мира, кроме России и СНГ.


Понятия о нефтегазоносном бассейне
Все органическое вещество на планете  - Увосфера (ввиде оболочки)

Увосфера

– нефтегазогеологическая провинция  (приуроченная к разным тектоническим элементам) – нефтегазоносный бассейн (Волго-Уральский)

– очаг нефтегазообразования

– Месторождения и залежи

– Ловушки и покрышки.

В 1933г. появился термин НГБ (нефтегазоносные бассейны). Как  тектонический элемент термин бассейн появился в 1951г. Хайн В.Е. 1951г., Брод И.О. 1953г. Брод связал процессы генерации и аккумуляции нефти и газа.

Вассоевич связал процессы осадконакопления с вертикальной зональностью нефтегазообразования. В 1970г. ввел понятия о нефтегазоносном осадочном бассейне.

Существует несколько общих эмпирических зон размещения промышленных скопления нефти и газа.

1.                 УВ. Распространены в вулканогено-осадочных породах. На долю KZ-48%; MZ-22%;  PZ<30%; PR<1%. Основным условие скопления нефти и газа является присутствие осадочных пород, находящихся или прошедших стадию среднего катагенеза.

2.                 Нефтегазоносность – это свойство осадочного бассейна, которое появляется на определенном этапе развития. Все впадины и прогибы с мощностью осадков 3,5км. И более являются нефтегазоносными.

3.                 Осадочные бассейны возникают в следствии движения ЗК. Осадочные бассейны возникают на всех этапах тектогенеза. Без всего учета геологической информации не может служить прямым признаком нефтегазоносности. Площадь бассейна не является главным критерием при оценке нефтегазоносности.

Длительность существования на платформах больше 2-х R. В складчатых областях продолжительность существования бассейна не более 2-х R.

Нефтематеринские толщи в основном аргиллиты  и мергели.

Поверхность бассейна совпадает с уровнем океана.
Наиболее благоприятные условия субэквальные.





Вне бассейновое пространство (выступы кристаллических массивов, метаморфич. и магмат. пород, а также зон орогена)

Для выделения границ бассейна используют комплекс геолого-геофизических исследований. 98%залежи нефти и газа приурочена к осадочным породам.

1,5 – 2% связана с магматическими и метаморфическими породами

Нефтегазоносный басен – это область устойчивого и длительного прогибания ЗК, в процессе которого формируется осадочный комплекс (состав, строение, прогрессивный литогенез и условия залегания которого обуславливают накопления и сохранность промышленных скоплений нефти и газа.
Основные этапы развития учения о нефтегазоносных бассенов
1.                 Описательно-эмпический

2.                 Структурный

3.                 Структурно-генетический

4.                 Историко-генетический

1.                 Все время до начала 20 века отсутствует научная основа нефти и газа. Считалось, что нефть там где находится ее выход. К началу 20 века уже было представление о нефти.

- происхождение нефти и газа (Ломоносов и Менделеев)

- районирование нефтегазоносных территорий

-представление о залежах с антиклинальной структурой

- попытки первых классификаций (классификация структурных скоплений ) Приурочены к песчаникам.

-представление о нефтематеринских слоях.

В середине 19 века стали бурить скв. на нефть и газ. На начало 20 века 18000 скв. и добыто чуть больше > 20 млн. тонн.

51% на Россию

41% на США

2) Связь месторождений с антиклинальными структурами получила вид научной теории (исключительно в предгорьях)

На основе этих взглядов началось масштабно-структурное геологическое картирование в предгорье.

В России в первые появилось представление об образовании нефти за счет РОВ в глинистых породах сапропеливого типа. Именно с этого этапа и возникает органическая теория происхождения нефти.

К концу этапа появляется больше данных о нефтегазоносности пластов. На юге СССР (Кубань, район грозного Ферганин).

Нефтегазообразование – историческое явление, простирающееся в пространственных и временных границах.

3) Появилось представление о распространении нефти и газа в целых континентах.  Этап прогресса в нефтегазовой геологии и поисково-разведочных работах. Геология нефти и газа становится самостоятельной дисциплиной (Волго-уральская западная сибирь).

Укрепляются позиции органической теории. Более основательными становятся представления стадийности нефти и газа.

Для образования нефти необходим температурный интервал 65-200 градусов. На глубинах больше 1,5 км.

Время, необходимое для формирования залежи не менее 1 миллиона лет.

Вассаевич четко связал нефтегазообразования со стадиями литогенеза. Он показал, что на ранних и поздних стадиях катогенеза образуется газ, а на средних – нефть, а затем конденсат.

Представления о стадийности нефтегазообразования на этом этапе не имеют широкого применения.

Роль катогенеза еще не понималась, поскольку считалось, что нефть образуется на стадии диагенеза.

На этом этапе существует принцип дифференциального улавливания.

В это же время было показано, что осадочные бассейны различны в условиях платформ и складчатых областей.

В образовании бассейнов участвуют статических и динамические принципы, а в платформенном динамические.

Первые классификации нефтегазоносных бассейнах на тектонической основе.

4) с конца 60-х годов как на суше, так и на море (Западная Сибирь, Днепрово-Донецкий бассейн, западно-Туркменская и средняя Азия, район между уралом и восточной сибирью, южный мангышлак – они выходят на шельф).

Окончательно укрепились позиции с органической теорией. Было продолжено учение о нефтематеринских слоях. В кач-ве материнских пород стали пониматься любые типы породы, необходимым условием орг. Не менее 400гр/м.куб.

В 1967г. Вассаевич предложил осадочно-миграционную теорию нефтеобразования.

Появилось понятие о главной фазе нефтеобразования (ГФН) – условия, температура и давление при которых образуется максимальное кол-во нефти (60-150градусов).

В 1976 Карпович вводит понятие о главной зоне нефтеобразовании.

До МК1-МК3-газ

МК2-нефть

МК4-МК5-конденсат

Подавляющая часть запасов 198  гигантских месторождений мира сосредоточина в интервале 1,5-3 км.

От 2,4 до 3 км по отдельным бассейнам США. Доля нефтяных месторождений 45 %.

3-3,6 км – 37 % - нефть.

3,6-4,2 км – 30% - нефть.

4,2-5,8 км – 18% - нефть.

Более 5,8 км- 11% - нефть.

Стали учитывать роль катагенеза. Стадийность нефтеобразования была связан со стадийностью литогенеза.
Принципиально новый этап  изучения осадочных бассейнов
В связи с появление тектоники литосферных плит, до появления тектоники плат развитие осадочных бассейнов рассматривалось как функция осадочных бассейнов (типичный статический фактор).

Были изменены границы осадочных бассейнов. В частности были обнаружены крупные залежи складчатых, надвиговых бортах бассейнов, в передовых и межгорных бассейнах.

Соответственно с этим бассейн стал рассматриваться как динамическая система с учетом горизонтальных и вертикальных движений и их обратимости во времени.

Классификация.

Все классификации разделяют на 3 группы:

1)                Тектоническая (отличие складчатых областей)

Процессы нефтегазогенерации различны. Классификация Брода 1964г.

3 типа бассейнов

-платформенные

-равнинные

-межгорные

2) тектонодинамическая (фактор определяющий характер формирования зон нефтегазонакопления)

Несмотря на качественную полноту есть существенный недостаток, применение таких классификаций не дает более высокую степень изученности бассейнов.

3)Историко-генетическая (осадко-миграционная теория)

Бассейн рассматривается как целостная система, увязаны процессы нефтегазообразования и нефтегазонакопления со стадийностью прогрессивного литогенеза. Основана на применении тектоники литосферных плит.

Особняком стоит эволюционно-тектоническая классификация нефтегазоносных бассейнов.

Типы бассейнов	Подтип	Класс	Примеры
Платформенный	Внутриплатформенный (Интракратонный)	1.Рифтовый 2.Синеклизный	1.Днепрово-Донецкий, Красное море, Суэтский залив, Припятский, Рейнский, Шотландский, Западно-Английский. 2.Англо-Парижский, Западно-Сибирский, Мичиганский, Иллинойский, Уиллистонский, Среднерусский, Среднеамазонский, Мараньяо
	Окраиноплатформенный (перикратонный)	1.Собственно-перекратонный 2.Перикратонно-орогенный	1.Мексиканский залив, Ливийско-Египетский, Арктический склон Аляски, 2.Персидский залив, Волго-Уральский, Западно-Канадский, Баренцево-Морско-Печерский, Прикаспийский.
	Перикратонно-океанический	1.Рифтовый 2.Переокеанический	1.Восточно-Канадский, острова Святого Лаврентия, Камбейский, Адомский залив, Сен-Винсет. 2.Бассейн Атлантического побережья Африки и Южной Америки, (Нигерийский, Бразильский, Синегальский, Камерунский,)
Подвижных поясов	Островодужный	1.Преддуговые 2. Междуговые 3.Тыльнодуговые	1.Южно-Аляскинский, Лисий, Ятанага,Тонга, Барбадос-Тобаго, Никобарский, Курило-Камчатский, Южно-Курильский, Южно-Ханкойдинский, 2.Лусон, Вагелкон, Сулно-Алованский, Центрально-Филиппинский. 3. Южно-Охотский, Ценсу, Северо-Суматринский,  Северо-Калимантанский,
	Орогенный	1. Окрайно-континентальный орогенный 2.Межконтинентальный орогенный 3.Периконтинентально-океанический орогенный 4.Внутриконтинентальный орогенный 5.Переконтинентально-орогенный	1.Нортон, Андаманскй,  Бристольский, Северо-Явинский, Сахалино-Охотский, Сахалино-Хайинайдский, Охотско-Камчтатский,   2.Южно-Каспийский, Венский, Паннонский. 3.Лос-Анжелес, Вентура-Санта-Барбара, Санта-Мария, Гуаякильский, Гватемальский, Южно-Чилийский. 4. Таримский, Ферганский, Джунгарский, Скалистые горы 5.Азово-Кубанский, Терсно-Каспийский, Оринокский.

Элементы районирования нефтегазоносных бассейнов. Очаги нефтегазообразования и зоны нефтегазонакопления
По площади очаг гораздо больше чем зона. Иногда площадь очага соответствует площади бассейна.

1)                Очаги нефтегазообразования.

Существует стадийность образования УВ в нефтематеринских толщах (НМТ), зависящие от температуры. В приповерхностных условиях происходит биохимические процессы и образуется метан – Зона биохимического образования метана (зона диагенеза).

При стандартных условиях осадконакопления не прерывно. Далее с глубиной нефтематеринская толща попадает в зону с высокой температурой, с глубиной температура падает образуется газ, нефть и газ, газ.

В любом осадочном бассейне выделяется несколько генетических зон:

- Зона биохимического газообразования (Т до 20 градусов). Диагенез (потенциально нефтепроизводящий)

- Верхняя зона НГО (нефтегазообразования) (соответствует Т – 20-60 градусов) Начало прото-катагенеза ПК1 – ПК3.

- Главная зона НГО (Т-60-150градусов в зависимости от типа бассейна) Мезокатагенез МК1 – МК3, от 1500-5000 км (нефтепроизводящая зона)

- Нижняя зона НГО (главная зона газообразования) (Т-150-200 град.) МК4 – МК5, Средний катагенез.

- Зона термокаталитического газообразования (Т-200-250 град.) катагенез (самая нижняя граница образованиия газов)

- Зона кислых газов (Т- выше 250 град.) метаморфизм.

Очаг нефтегазообразования – часть нефтематеринских пород находящихся с ГЗН.

С появлением очага бассейн становится газоносным.

Появление и развитие очага в пределах осадочного бассейна предопределяет создание условий нефтегазообразования, а так же переформирование и разрушение залежей УВ.

Осадочный бассейн становится последовательно газоносным, на большей глубине нефтегазоносным, затем газонефтеносным, а после  газоконденсатным. (Генерируется конденсат)

Когда генетические особенности очага исчерпываются они становятся остаточно нефтегазаносными – ФОНТОМНЫМ.

В этом случае очаги вместе с бассейном разрушаются и исчезают, превращаясь либо в горные сооружения или в фундамент новых осадочных бассейнов. То есть бассейны в которых присутствует залежь УВ, но отсутствует очаг наз. Фантомные.

Положение очага в бассейне определяется рядом других факторов и связано с историей осадконакопления.

Имеет значение положение очага относительно бортов бассейна.

Они делятся на:

·                   Полноочаговые (S очага большая, рифтово-грабенного типа. Н/п Лос-Анжелес) В этом случае залежи формируются путем вертикальной и ближней латеральной миграцией.

·                   Ограниченноочаговые

- центральноочаговые (симметричные) очаг в наиболее прогнутой зоне (погружной)

- переферйноочаговые (ассиметричные) очаги наиболее погружены, участки смещены

а) ув мегрируют из центра к бортам

б) к одному из бортов (перекротон, бассейны)

Если очаг находящийся вблизи пологих бортов бассейна, то залежи формируются путем дальней латеральной миграцией.  Если крутой борт – вертикальная миграция.

Значение имеет кол-во очагов бассейна:

- моноочаговое

- полиочаговое

(нп, Западная Сибирь)

Вывод: Наличие очага и его возможности – это определяющий фактор процесса генерации в бассейне. Бассейны начинают рассматривать по кол-ву очагов.

Зоны нефтегазонакопления – это крупные, протяженные структуры в пределах которых создаются благоприятные условия для концентрации УВ. в залежах месторождениях.

Условия формирования зон отражаются в морфологии и определяется тектоническими движениями литолого-стратиграфическими условиями накопления.

Независимо от условий в пределах образования НГМпредставляет собой приподнятый участок (блоковое движение, рифогенные массивы, перемещение платформенных тел из корневые антиклинальные структуры).

По характеру взаимоотношения осад.чехла и фундамента отличают зоны:

1.                 Длительно-унаследоваемым развитием  – структуры, связанные с длительным поднятием фундамента (сводовые структуры).

2.                 Новообразованная – надрифтовые и авлакогеновые , развиваются на целевые, межсолевые и подсолевые (Уренгойско-Калтагорский тафрогент).

В плане зоны НГМ может быть линейно-вытянутые и изометричные (наибольшее число).

Наиболее распространенным типом зон является антиклинальный, 70% всех запасов УВ, в россии 98% из стран ближнего зарубежья.
Условия образования очагов НГО
Согласно осадочно-миграционной теории НГО сущ-ют след.основные понятия:

- НГО органически связано с литогенезом.

- НГО очень длительный и многоступенчатый процесс до 10 и 100 миллионов лет

- образование и созревание рассеянных УВ (микро нефти)

- переход микронефти в нефть

- нефть образуется в областях длительного осадконакопления (осадочный бассейн)

- нефть полистадийное, полигамное и полихромное состояние сформировывающееся в разное время.

УВ соединения обязательный компонент осадочной породы n*10¹⁴  (микронефть) / n*10¹²  (нефть).

НМО в процессе развития могут находится в 3-х состояниях:

- потенциальное НМ – до вхождения в ГЗН.

- нефтепроизводящее (находится в ГЗН)

- нефтепроизводившее (прошли ГЗН).

НГМ потенциально зависит от начальных условий формирования НГМТ, а также от последующих условий очага.

Выделяют внутренний и внешний факторы оценки НГМП.

Внутренний: связанный с качественными и количественными характеристиками потенциала очагов.

Внешний: связан с условием его реализации .

Внутренний фактор делится на 2 группы:

1.                 Факторы, связанные с литологией

2.                 Ф-ры, связанные с РОВ

Внешние факторы:

1.                 Статический характер очагов и зон

2.                 Динамический (определяется тепловой историей существования НМТ, скоростью прохождения зон катогенеза, длительностью существования очага).

В истории формирование очага выделяют 3 стадии:

1.                 Начальная (предочаговая)

2.                 Главная (генерационная)

3.                 Завершающая (постоочаговая)
Начальная стадия формирования очагов НГО
Определяется тип органического вещества (гумусовое или сапропеливое), его кол-во, литолого-фациальное и палеогеографические обстановки.

Все эти факторы предопределяют величину НГМ потенциала.

Исходное ОВ, его кол-во и типы
До девона исходным материалом для формирования ОВ (фитопланктон, бактерии, бентос, водорослей, зоопланктон). Появляются наземные растения. В количественном отношении доля ОВ от фитопланктона наземных растений одинакова. За геологическую историю земли средняя скорость 1/10%.

В восстановительных условиях 4%.

Биологический продукт – освещенность, температура, соленость, до 80м.

Исходное ОВ в основном происходит из липидов или липоидов, фито и зоопланктона, бентоса, а также высших наземных растений.

ОВ: автохтонное (за счет органического вещества).

Аллохтонное (привнесенное с суши).

На фито планктон в море приходится 90% ОВ, бентоз 0,5%, 6,5 % приносится с суши.

В основном ОВ накапливается в океанах, на окраинах континента. Скорость накопления 300 гр. На м2 ОВ/год.

Во внутренних частях океана в 6 раз меньше.

Аллохтонное вещество поступает в виде речных и подземных стоков, деятельности ветра, разрушение берегов и вулканическая деятельность.

На земле ОВ распространяется очень неравномерно:

1.                 ОВ связано с водоемами лагун внутренними морями.

2.                 Континентальные окраины (максимальное заражение ОВ сероводородом 85-95%).

На кол-во накопившевагося  ОВ влияет темп осадконакопления.

Скорость накопления:

2 – 6 мм за 1т.лет – сохраняется менее 0,01%

20-130 мм за 1т.лет – 0,1-2%

650-400 мм за 1т.лет – 11-19%

Чем больше скорость осадконакопления, тем больше кол-ва ОВ.

РОВ в осадочных породах находится в минеральном скелете.

С детритом связаны глины и глинисто-карбонатные отложения.

3 типа ОВ:

1.                 Сопропелевые – образованы липоидными и полимерлипоидными компонентами, планктон 90% на Н-10%.

2.                 Гумосовый – лигнит целлюлозными компонентами высших растений и углей Н-5%.

3.                 Смешанный (сапропеливо-гумусовый тип)

Сапропеливый тип развит в морских глинисто-карбонатных осадках, восстановительной среды.

Гумусовый в континентальных водоемах и в прибрежно-морских условиях, песчано-глинистых осадков, окислительная среда и слабой восстановительной.

НМТ минимальное содержание ОВ для отнесения ее  к нефтяной.

Для карб. Породы ≥0,20%

Для глин  ≥0,30%

Нефть – глинисто-карбонатные породы с сапропелевым типом вещества

Газ – Гумусовый тип вещества.

Хемофоскилии – обязательный комплект ОВ имеет липидную природу, которая синтезируется с жив. Организмом и без изменения переходит в ископаемое состояние

Кероген – сложная макромолекула, которая генерирует УВ.

По отношению Н и О/С выделяют 3 типа керогена:

1) Высокое содержание Н и низкое о (Наиболее благ. Горючие сланцы)

2) Содержание Н высокое, ни и содержание О высокое по сравнению с 1 типом (характерны для больших морских типов толщ)

3) Низкое содержание Н, высокое О, континентальное образование, гумусовый тип УВ.

Возраст НМТ имеет очень большой от R1-N.
Литогенез глубоководных осадков и преобразование ОВ
Процесс диагенетических преобразований глубоководных осадков очень сильно растянут во времени и характеризуется своей не завершенностью по сравнению с континентальными условиями. Глубоководные фации испытывают слабое уплотнение при погружении (Парадокс глубоководного диагенеза). Взвешаный приток воды препятствует консолидации осадков. Консолидация осадка затрудняет отток седементационной влаги. Отток седементационной воды затруднен ввиду отсутствия коллектора пост разгрузки глубинных вод.

Состав будующих нефтей во многом зависит от диагенеза переработки. Чем ниже переработки тем нефти будут более цикличные(тяжелые), величина прогрева, степень тектонической активности.

В зонах совершенной тектонической активности (Альпы, Гималаи) характерные перспективы НГН за счет прогретости недр, нефть образуется на гл. 1-2 км. До вступления в ГЗН 10-20 млн.лет при  условии интенсивного прогибания. В условиях низкой скорости погружения процесс созревания ОВ В НМТ может растягиваться на 100-300млн.лет.
Главная стадия очагов нефтеобразования
Увеличение Т и Р приводит дальнейшей трансформации минералов и органических составляющих НМТ. Минеральные компоненты особенно глины подвергаются уплотнению, дегидратации и различным минеральным превращением, меняются ЕФС, пластичность и минерализация вод, которые содержатся в породах.

Меняется хим. Состав ОВ, образуется УВ с более высоким содержанием Н. Отношение С к Н4 1:4, то отношение нефти 1,5-2.

В ГЗН из 1 тонны ОВ сапропелевого типа образуется 37 кг битумойдов, для гумусового – 16-19кг.

Нефтепроизводящие типы отложений с гумусовым типом вещества генерируется газ метанового состава. Генерация жидких УВ из гумусового вещ-ва образуется в огромном количестве.

Стадийность нефтегазообразования по разному протекает в глинистых и карб. породах. В карб. Протекает отлично, потому что карб. Осадок быстро превращается в породу. Генерация УВ в карб. Породах происходит при низкой Т и меньших глубинах, чем в глинистых. Миграция нефти затруднена поскольку в карб. Породах ЕФС малы и происходит значительно позже и на больших глубинах под действие Т и давления. Происходит процесс перекристаллицазии, доломитизации, сульфатизации, формирование трещенноватости и вторичной пористости.

Процессы генерации и миграции в карб. Породах разобщены во времени. Происходит консервация УВ в НМП. Главную зону нефтеобразования для образования в карб. породах возможна при более высоких Т.
Факторы катагенеза пород и органического вещества
Т, давление, геологическое время, тектонические движения – под действием всех этих факторов протекает катагенез. Протекает при Т от 30 до 200град. И давлении до 200 МПа, глубина от 100-5000м.

С катагенезом связаны наиболее благоприятные условия нефтеобразования, уплотнение глин приводящих к миграции УВ. А так же появляются наиболее оптимальные коллектора.
Температура
- ключевой фактор катагенеза.

Средняя величина геотермического градиента составляет 6,6 град. на 100м

-Тектонические процессы определяют силу

-Теплофизические св-ва

-Динамика подземных вод

-Геохимические особенности

-Магматическая активность

Величина теплового потока ни когда не остается во времени и пространстве.

Наибольшая величина геотермического градиента  отличается во внутренних частях платформ. Наиболее высокие показатели – современные подвижные пояса. Степень прогрева в современных краевых прогибах и межсклонных впадин не большая Т=30 град. Чем выше Т прогрева тем быстрее толща попадает в ГЗН.

Существует разница в температурах  толщ расположенных на одних глубинах в древних и молодых платформах.

В осадочном бассейне древних платформ на гл. 5км Т=100-120 град. На молодых платформах на той же глубине Т=170-210 град.

Распределение температур по глубине не соответствует степени преобразованности в породах ОВ. Если в бассейнах древних платформ степень преобразованности ОВ на больших глубинах может соответствовать  апокатагенезу, то современна температура не высокая.

 В молодых платформах с точностью  наоборот температура недр не соответствует степени преобразованности  ОВ пород.

В качестве дополнительного источника тепла в бассейнах молодых платформ, а так же межгорных складчатых поясов могут быть мощные толщи глинистых и тонкообломочных пород, которые находятся на стадии уплотнения. Процессы происходящие при уплотнении глин являются энзотермическими, температура удерживается и накапливается в глинах.

Низкая степень преобразования ОВ  в условиях воздействия высоких температур может быть так же следствием высокой скорости накопления и погружения осадочных толщ.

Пример: Предкавказье майкопская свита

Быстрое накопление и погружение глинистых толщ привело к не соответствию степени катагенеза ОВ и глубин на которых они сейчас находятся. Такое быстрое погружение толщ приводит к газоносности, поскольку НМТ на   определенной глубине не успевает реализовать свой потенциал.

В Предкавказье обнаружены на гл 5 км нефтяные залежи.

Пример: Чем позднее нефтегазоносные толщи вступают ГЗН, тем больше возможности для образования залежи нефти и газа для сохранности.

Особый интерес древние отложения которые вступали в ГЗН - MZ и KZ.

 Существенную роль типа в осадочном бассейне играет эвапаритовая формация.

Эвапаритовая формация на больших глубинах играет роль холодильника. Она способствует понижению температуры на больших глубинах, температура соответствует не апокатагенезу, а катагенезу. Залежи могут быть глубже 5 км.

Если брать в учет степень температур и степень запасов нефти, то оказывается высокие температуры в большей степени способствую миграции и генерации УВ, чем влияют на коллектора.

Бассейны с низкой величиной геотермического градиента характеризуются низкой продуктивностью.

Высокая температура не способствует сохранности залежи нефти и газа. Под воздействие высоких температур ОВ начинает метаморфизироваться, температура может оказаться и отрицательным фактором.




Давление
Действует в прямой зависимости от температуры. Оно способствует в изменении пористости и плотности пород. Минерального преобразования, текстурной особенности и др. факторов.

Средняя плотность пород ЗК  - 2,7 г/см3.

Давление на каждый км увеличивается на 27МПа. Изменение пористости нужно учитывать.

На поверхности пористость 50%, то общая пористость на больших глубинах 1-3%, на гл 9 км давление составляет 237МПа.

Глинистые породы наиболее изменчивы под давлением. Глины уплотняются происходит перестройка кристаллической решетки. Происходит отжим седементационной воды и происходит отток микронефти.Процесс дегидротации  - основная причина миграции из нефтепроизводящих толщ. Существует определенная зональность в глинистых породах.
Зона изменения состава глин
1)                Соответствует диагенезу и располагается на гл 300м

В самой верхней части (первые 10 м) происходит резкое изменение влажности за счет удаления свободной воды (до 30%). В инт от 10 до 300м в глинах присутствует адсорбционная связанная вода Т – 20-25 град., Р – 3МПа – сохранение адсорбционной воды.

2)Состоит из 2-х под зон

- верхняя на гл. 300м

- нижняя на гл 600-1000м

Вторая зона соответствует раннему катагенезу. В верхней под зоне происходит удаление воды. Отжим воды связан с увеличением температуры до 40 градусов, влажность не более 12%.

В нижней под зоне температура 40-60 градусов, давление 20 МПа, не достаточного для отжима.

3)Находится на глубинах 1100-2000 метров. Происходит изменение свойств, адсорбционной связанной воды. Происходит уплотнение глин, пористость снижается до 10%, присутствует гидрослюда.

В третей зоне выделяются 2 аномальных горизонта:

1)                60-70 градусов, 20-36 МПа,

2)                90-120 градусов, давление 50-60 МПа.

В этих горизонтах увеличилась общая пористость и влажность. Растет кол-во растворимых солей. Происходит разуплотнение и увеличился отток воды. Эти горизонты имеют очень большое значение эвакуации нефти из НМТ. В случае, если на пути миграции нефти отсутствуют резервуары, то зоны разуплотнения в НМТ могут оказаться резервуаром.

4)Отвечает позднему катагенезу (апокатогенезу).

Начинается с глубины, где 1 градус выше 120 градусов, заключительный этап удаление влаги из глин. Влажность не превышает 2-х процентов и остается постоянной. Глины превращаются в аргиллиты.

Стадийность изменения глин носит необратимый характер и наиболее четко связаны процессы со стадийностью нефтегазообразования.
Геологическое время
Существуют 2 точки зрения о роли геологического времени в катагенезе.

1)                ГВ в катагенезе роли не играет поскольку при очередном повышении температуры процесс преобразования ОВ успевает завершиться за 100 или 1000 лет.

2)                ГВ играет определенную роль при катагенезе. Оно компенсирует в разной степени дефицит температуры, необходимый для перехода одной степени катогенеза к другой, в роли коллектора.


Динамический катагенез
При статическом катагенезе происходит последующее изменение свойств пород, обусловленное воздействием температуры и давления. Если бассейн, находящийся в тектонически активном регионе, где более высокие тектонические движения воздействия сейсмичности, процессом магматизма и метомарфизма и другими процессами, способствует прогреву толщ и их уплотнений. Такой процесс наз-ся динамическим категенезом.

Еще в 19в. США нефтеностность Предпалагского прогиба была связана с воздействием высоких температур и давлений, обусловленного образованием апполаги.

Пример: угольная толща в районе Алдана преобразование углей, понятие динамического катогенеза были использованы для объяснения, преобразования углей, никогда не погружаются на значительные глубины. Это объясняется условием тангенсального сжатия и воздействием позднее-мезозойского магматизма.

Пример: Предверхоянский прогиб.

Борт прогиба, который примыкает к складчатой области, то здесь ступень преобразования ОВ на 1-2 градации выше, чем на платформенном борту.

Все крупнейшие нефтегазаностные бассейны мира шли по динамическому пути.

Вывод: развитие НГ бассейнов шло по пути статического-динамического катагенеза. Раздельно они встречаются редко. Бассейны платформенного типа по большей степени развивались по статическому катагенезу, а бассейны складчатых – по динамическому пути.
Динамические факторы нефтеобразования
Положение зоны ГФМ изменяется по глубине и протяженности. Они связаны с факторами статическими и динамическими.

Статический фактор – тип ОВ НМТ, ее возрастает литология.

Динамический ф-ор – скорость  погружения толщ, величина теплового потока и геотермичные элементы, а также тектоническая и сейсмическая активность бассейна.

Для того, чтобы НМТ в полной степени реализовал свой потенциал большое значение имеет условия миграции УВ.

Процессы нефтеобразования и процессы дегидратации глин как правило идут независимо друг от друга. И во времени могут не совпадать.

Если сток сидиминтационных вод происходит раньше ГФМ, то миграция нефти будет очень сильно затруднена. Наиболее оптимальные условия тогда, когда эти процессы совпадают во времени.

Для образования приличных скоплений нефти необходимы величины геотермического градиента от 3-3,5. Высокая скорость формирования НМ отложений 40-80м. за миллион лет.

Существует классификация зависимости нефтегазоностности от темпов осадконакопления.

Выделяют 4 типа бассейнов:

1)                Бассейны высокого генерационного потенциала -0,3-0,9 т/км2.

2)                Среднего потенциала -0,16-0,3 т/км2.

3)                Низкого пот-ла -0,06-0,16 т/км2.

4)                Убывающего потенциала меньше 0,9т/км2.

По условиям образования очага бассейны подразделяются на 3 типа:

1)                Пассивные (величина геотермального градиента больше 3-х градусов на 100м, скорость осадконакопления больше 40м на 100 000 000 лет).

2)                Активные (геотермальный градиент 3-3,5 градусов на 100м).

3)                Высокоактивные (до 5 градусов на 100м, скорость седиментации больше 80м на 100 млн. лет)