1 стр. из 1

Поверхность земли может быть представлена в виде условного планетарного профиля «континент-океан», на одном краю которого находится вершина Эвереста — высочайшей горы планеты, на другом — дно самой глубоководной Марианской впадины. Основная часть животного и растительного мира земли занимает достаточно узкий интервал в этом почти двадцатикилометровом гипсометрическом диапазоне. Так же, как и основная часть промышленно значимых скоплений нефти и газа. Хорошо известна вертикальная зональность животной и растительной жизни, имеющая планетарный характер и в сходных формах проявляющаяся на всех континентах и во всех океанах. Было бы странным, если бы планетарная вертикальная зональность не проявлялась в той или иной форме и в распределении месторождений углеводородов, в значительной мере являющихся производными органической жизни.

Нефть — газ: фазовые типы месторождений

Крупнейшие месторождения УВС — это целостные автономные системы, процесс формирования которых определяется свойствами тех НГБ, в пределах которых они развиваются.

В рамках месторождений процесс развития обуславливается единством и борьбой противоположностей — нефти и газа. В случае победы одной из противоположностей формируются монофазовые месторождения — нефтяные и газовые; в отсутствии явного победителя формируются гетерофазовые месторождения — газонефтяные (с преобладанием нефтяной составляющей) и нефтегазовые (с преобладанием газовой составляющей); результатом может быть достижение определенного компромисса с появлением промежуточной между нефтью и газом субстанции — конденсата; в последнем случае формируются нефтегазоконденсатные и газоконденсатные месторождения.

При упрощении реального разнообразия фазовых типов месторождений и сведения его к схеме «нефтяные месторождения — газовые месторождения» закон единства и борьбы противоположностей нарушается, целостный и неразрывный процесс нефтегазонакопления рассекается с искусственным разделением его результатов на крайности — нефть и газ. Традиционным является и раздельное исследование процессов нефтенакопления и газонакопления. Между тем, накопление большей части запасов нефти крупнейших месторождений сопровождается газонакоплением; так же, как и формирование большей части запасов газа крупнейших месторождений сопровождается нефтенакоплением; накопление значительных запасов и нефти, и газа происходит в условиях конденсатонакопления.

Борьба противоположностей — нефти и газа — чаще заканчивается победой одной из сторон (сугубо нефтяные месторождения составляют 40,4% всех крупнейших месторождений, сугубо газовые — 13,5%), но с точки зрения конечного результата — средней и суммарной величины запасов крупнейших месторождений — более эффективным оказывается компромисс в форме гетерофазовых месторождений, в ряде случаев дополняемый образованием конденсата.

Монофазовые месторождения — сугубо нефтяные и сугубо газовые — составляют более половины крупнейших месторождений, но их доля в суммарных запасах этих месторождений не превышает 30%; средние размеры крупнейших нефтяных и газовых месторождений составляют 215 млн. т и 230 млрд. куб. м, соответственно.

Более 70% суммарных запасов крупнейших месторождений связаны с гетерофазовыми месторождениями, средняя величина которых составляет 615 млн. т н.э., причем самые большие средние запасы имеют конденсатосодержащие месторождения. В гетерофазовых месторождениях содержится более 55 % запасов нефти, около 85% запасов газа и 100% запасов конденсата всех крупнейших месторождений. Среди 30 самых крупных месторождений мира с запасами свыше 2 000 млн. т н. э. подавляюще большая часть (25 месторождений) является гетерофазовой, в т.ч.: 10 — нефтегазоконденсатными, 9 — газонефтяными, 6 — газоконденсатными; сугубо нефтяных месторождений — 4, сугубо газовых — 1.

На рис. 3 представлены различия величины средних запасов крупнейших месторождений для четырех категорий НГБ. Максимальной средней величиной суммарных запасов УВС выделяется категория межконтинентальных НГБ — 525 млн. т н.э.; для категории окраинноконтинентальных НГБ она составляет 375 млн т н.э. На континентальном фланге профиля значение этого показателя уменьшается до 260 млн. т н.э., на океаническом фланге — до 170 млн. т н.э.

Максимальные значения средней величины запасов нефти связаны: в межконтинентальных НГБ — с газонефтяными (нефтегазовыми) месторождениями, в окраинноконтинентальных НГБ — с нефтегазоконденсатными, во внутриконтинентальных и окраинноокеанических НГБ — с нефтяными.
Максимальные значения средней величины запасов газа связаны: в межконтинентальных НГБ — с газоконденсатными месторождениями, в окраинноконтинентальных НГБ — с нефтегазоконденсатными, во внутриконтинентальных НГБ — с нефтегазоконденсатными и газоконденсатными, в окраинноокеанических НГБ — с газоконденсатными и газовыми.
Максимальные значения средних величин запасов нефти и газа в НГБ разных категорий также связаны с месторождениями разных фазовых типов.

На рис. 4 представлено распределение суммарных запасов крупнейших месторождений по категориям НГБ.

Суммарные запасы 163 крупнейших месторождений в 38 внутриконтинентальных НГБ составляют 42,0 млрд. т н.э. Структура суммарных запасов: нефть — 30,1%, газ — 67,2%, конденсат — 2,7%. Суммарные запасы довольно равномерно распределены по всем фазовым типам месторождений: при этом половина запасов (50,5%) — в газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях, минимум (10,0%) — в газовых.

Суммарные запасы 368 крупнейших месторождений в 28 межконтинентальных НГБ составляют 193,5 млрд. т н.э. Структура суммарных запасов: нефть — 61,5%, газ — 36,4%, конденсат — 2,1%. Наиболее значительная часть суммарных запасов (42,3%) — в газонефтяных (нефтегазовых) месторождениях; примерно столько же (45,9%) — в нефтяных и газоконденсатных месторождениях; минимум (11,8%) — в нефтегазоконденсатных и газовых месторождениях.

Суммарные запасы 302 крупнейших месторождений в 24 окраинноконтинентальных НГБ составляют 113,6 млрд. т н.э. Структура суммарных запасов: нефть — 31,8%, газ — 66,0%, конденсат — 2,2%. Более половины суммарных запасов (53,0%) — в нефтегазоконденсатных месторождениях; в газоконденсатных и нефтяных — 29,2%; минимум (17,8 %) — в газонефтяных (нефтегазовых) и газовых.

Суммарные запасы 61 крупнейшего месторождения в 16 окраинноокеанических НГБ составляют 10,4 млрд. т н.э. Структура суммарных запасов: нефть — 41,1%, газ — 55,2%, конденсат — 3,7%. Суммарные запасы довольно равномерно распределены по всем фазовым типам месторождений: наибольшее количество (28,8%) — в газовых месторождениях, минимальное (11,4%) — в нефтегазоконденсатных.

Распределение крупнейших месторождений нефти и газа на профиле «континент — океан»

Распределение крупнейших месторождений нефти и газа на планетарном профиле «континент — океан» имеет существенно неравномерный, но закономерный характер.

 Характер нефтегазоносности бассейнов центральной части профиля «континент — океан» определяется сочетанием континентальной и океанической составляющих процесса нефтегазонакопления. Именно такое сочетание оказывается оптимальным и наиболее эффективным с точки зрения формирования крупнейших месторождений нефти и газа. С осадочными бассейнами этой категории связано 75% всех крупнейших месторождений, содержащих 85 % суммарных запасов крупнейших месторождений, в т.ч.: 90,2% запасов нефти, 81,1% запасов газа, 81,4% запасов конденсата. В структуре суммарных запасов нефть составляет 50,5%, газ — 47,3%, конденсат — 2,2%. Средняя величина запасов крупнейших месторождений — 460 млн. т н. э.; средняя величина скоплений нефти — 280 млн. т, газа — 380 млрд. куб. м.

Нефтегазоносность бассейнов континентального фланга профиля определяется полным доминированием континентальной составляющей. Такое одностороннее влияние оказывается гораздо менее эффективным с точки зрения формирования крупнейших месторождений нефти и газа. С осадочными бассейнами этой категории связано 18% всех крупнейших месторождений, содержащих 12% суммарных запасов крупнейших месторождений, в т.ч.: 7,4% запасов нефти, 15,7% запасов газа, 13,9% запасов конденсата. В структуре суммарных запасов нефть составляет 30,1%, газ — 67,2 %, конденсат — 2,7%. Средняя величина запасов крупнейших месторождений — 260 млн. т н.э.; средняя величина скоплений нефти — 115 млн. т, газа — 260 млрд. куб. м.

Нефтегазоносность бассейнов океанического фланга профиля определяется полным доминированием океанической составляющей. Такое одностороннее влияние оказывается гораздо менее эффективным с точки зрения формирования крупнейших месторождений нефти и газа. С осадочными бассейнами этой категории связано 7% всех крупнейших месторождений мира, содержащих 3% суммарных запасов крупнейших месторождений, в т.ч. — 2,5% запасов нефти, 3,2% запасов газа, 4,7% запасов конденсата. В структуре суммарных запасов нефть составляет 41,1%, газ — 55,2%, конденсат — 3,7%. Средняя величина запасов крупнейших месторождений — 170 млн. т н.э.; средняя величина скоплений нефти — 120 млн. т, газа — 130 млрд. куб. м.

Если уподобить нефтегазоносные бассейны кастрюле, а планетарный профиль «континент — океан» — кухонной плите, то очевидно, что в центральной части плиты кастрюля находится в оптимальных для готовки и накопления нефти и газа условиях; с океанического края — для полноценной готовки слишком горячо, с континентального края, напротив, все уже остывает.

Самые лучшие из возможных условия — между сушей и морем — в прибрежно-морских НГБ; при умеренном смещении в сторону океана — окраинно-морские НГБ центральной части профиля — условия ухудшаются, но остаются вполне приемлемыми; при смещении в сторону континента — резкое ухудшение условий и потеря значительной части ранее приобретенного УВ потенциала. Наглядным примером являются три сопредельных НГБ средиземноморской окраины Африки: внутриконтинентальный Алжиро-Ливийский, прибрежно-морской Восточно-Сахаро-Средиземноморский (доля акваторий 37%), морской Тунисско-Сицилийский. В первом случае доля нефти в структуре суммарных запасов крупнейших месторождений составляет 41%, во втором — 93%, в третьем — 50%.

В сопредельных бассейнах атлантической окраины Африки — Гвинейского залива и Кванза-Камерунском — доля нефти в суммарных запасах крупнейших месторождений близка к 90%. Первый бассейн имеет меньшую площадь, доля акваторий в которой составляет 84%; суммарные запасы его 21 крупнейшего месторождения превосходят суммарные запасы 12 крупнейших месторождений второго бассейна, доля акваторий в площади которого составляет 92%, в 1,4 раза.

  В разных категориях бассейнов наибольшая часть запасов крупнейших месторождений связана с месторождениями разных фазовых типов и в каждой категории выделяются свои доминирующие типы; наименьшая часть запасов также связана с месторождениями разных фазовых типов; фазовые типы, доминирующие в одних категориях НГБ, оказываются наименее значительными в других категориях.
Существенными факторами формирования крупнейших месторождений, в различной мере проявляющихся в разных категориях НГБ, является гетерофазовое накопление и его частная форма — конденсатонакопление.

  В структуре суммарных запасов газонефтяных (нефтегазовых) месторождений доля нефти составляет 72,7% при средней величине ее запасов 350 млн. т; доля газа составляет 27,3% при средней величине его запасов 135 млрд. куб. м. В структуре нефтегазоконденсатных месторождений доля нефти составляет 23,1% при средней величине ее запасов 155 млн. т; доля газа составляет 72,1% при средней величине его запасов 480 млрд. куб. м.

В 338 месторождениях этих двух фазовых типов (37,8% общего количества крупнейших месторождений) сосредоточено более половины (51,8%) суммарных запасов всех крупнейших месторождений, в т.ч. 55,1% запасов нефти при их средней величине на месторождении — 280 млн. т; 48,7% запасов газа при их средней величине на месторождении — 260 млрд. куб. м.

Иначе говоря, накопление более половины запасов нефти крупнейших месторождений происходит в рамках газонефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений, т.е. сопряжено с газонакоплением; средние размеры нефтяных скоплений при этом превосходят значение аналогичного показателя для сугубо нефтяных месторождений в 1,3 раза. Накопление более двух третей (68,6%) запасов газа происходит в нефтегазоконденсатных и газоконденсатных месторождениях; средние размеры газовых скоплений при этом превосходят значение аналогичного показателя для сугубо газовых и нефтегазовых месторождений в 3,8 раза.

  Средняя величина запасов 894 крупнейших месторождений равняется 400 млн. т н.э. Для 482 монофазовых месторождений (сугубо нефтяные и сугубо газовые) средняя величина запасов составляет 218 млн. т н.э., для 412 гетерофазовых месторождений — 618 млн. т н.э., т.е. в 2,8 раза больше.

Величина средних запасов гетерофазовых месторождений значительно увеличивается — по сравнению с монофазовыми месторождениями — во всех категориях НГБ, но степень этого увеличения различна. На флангах профиля «континент — океан» она минимальна: средние запасы гетерофазовых месторождений окраинноокеанических НГБ увеличиваются в 1,2 раза; средние запасы гетерофазовых месторождений внутриконтинентальных НГБ увеличиваются в 2,2 раза.

В центральной части профиля увеличение средних размеров гетерофазовых месторождений существенно значительнее: для межконтинентальных НГБ — в 3,2 раза; для окраинноконтинентальных НГБ — в 3,5 раза. Соответственно этим различиям доля запасов гетерофазовых месторождений в суммарной структуре запасов составляет: для категории окраинноокеанических НГБ минимальное значение — 49,7%, для категории окраинноконтинентальных НГБ — максимальное значение 79,5%.

Таким образом, преимущество гетерофазового нефтегазонакопления в значительно большей мере реализуется в центральной части профиля «континент — океан», нежели на его континентальном и, в еще меньшей мере, океаническом флангах.

  Частным случаем гетерофазового накопления при формировании крупнейших месторождений является конденсатонакопление. В 196 конденсатосодержащих месторождениях (21,9% общего количества крупнейших месторождений) сосредоточено 41,7% суммарных запасов крупнейших месторождений, в т.ч.: 10,9% запасов нефти при их средней величине на месторождении — 155 млн. т; 68,6% запасов газа при их средней величине на месторождении — 630 млрд. куб. м. Для окраинноконтинентальных НГБ значение фактора конденсатонакопления гораздо выше по сравнению с другими категориями бассейнов: 68,8% суммарных запасов крупнейших месторождений; 35,9% запасов нефти при их средней величине на месторождении — 185 млн. т; 83,6% запасов газа при их средней величине на месторождении — 635 млрд. куб. м.

Полная или частичная перепечатка материалов - только разрешения администрации!