ЗАКОНОМЕРНОСТИ СТРОЕНИЯ И РАЗМЕЩЕНИЯ СРЕДНИХ И КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ
Цзинь Чжицзюиь (Китайский нефтяной университет)
Подавляющее большинство запасов УВ в мире сконцентрировано в небольшом числе крупных нефтегазовых месторождений. Такое же распределение УВ характерно и для Китая. Изучение закономерностей распределения крупных нефтегазовых месторождений имеет важное значение не только для развития теории нефтяной геологии, но еще в большой степени для практики поисково-разведочных работ. Многие ученые в мире проводили такие исследования (Macgregor D.S., 1996; Сун Цань, Цзинь Чжицзюнь, 2000; Люй Сюсян, Цзинь Чжицзюнь, 2000). В Китае необходимо усилить статистическое изучение, систематизировать и обобщить геологические данные [1, 3-5]. В данной статье приведены исследования геологического строения около 100 средних и крупных нефтегазовых месторождений трех различных типов, расположенных в 15 нефтегазоносных бассейнах Китая (рис. 1). Обобщения сопоставлены с мировыми данными для выявления основных факторов, контролирующих пространственное распределение месторождений в земной коре. Путем сопоставления особенностей геологического строения месторождений изучены закономерности их размещения для ис нефтематеринских пород специфично для крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая. На крупные нефтегазовые месторождения мира, связанные с карбонатными нефтематеринскими породами, приходится значительная доля общего их числа и суммарных запасов. Основным источником образования УВ, заключенных в крупных и средних по запасам месторождениях Китая, являются терригенные нефтематеринские породы. Континентальные нефтематеринские породы сложены озерными глинистыми отложениями, болотными углесодержащими пластами (рис. 2). Такие нефтематеринские породы характеризуются большой мощностью, высокой концентрацией ОВ и умеренной степенью преобразования. Третичные системы Восточно-Китайского и Южно-Китайского морей, юрская и каменноугольно-пермская системы севера Китая относятся к главным газоматеринским комплексам Китая. С ними связаны некоторые крупные газовые месторождения.
Главными нефтематеринскими комплексами бассейна Туха и впадины Кучэ бассейна Тарим является юрская система, Китая - отложения третичной системы бассейнов Бохайского Залива, Цзянхань, Наньсян и Чайдам, меловой системы бассейнов Сунляо, Ерлянь и Цзюси, пермской и триасовой систем бассейнов Ордоса и Джунгарии. В Китае относительно мало нефтематеринских пород морского происхождения, их вклад в генерацию УВ тоже невелик. Они развиты в бассейнах Сычуань, Тарим и Ордос. Отложения синийской системы, нижнего и верхнего палеозоя относятся к главным газоматеринским комплексам бассейна Сычуань, а образования нижнего и верхнего палеозоя (кембрий, ордовик, карбон и пермь) являются главными нефтегазоматеринскими комплексами центральной и юго-западной областей бассейна Тарим. Отложения нижнего палеозоя (кембрий и ордовик) служат главными газоматеринскими породами центральных газовых месторождений Ордосского бассейна.
По времени формирования нефтематеринских пород синий - ранний палеозой представляет собой время преобладания формирования морских карбонатных нефтематеринских пород. Открытие в синийских отложениях природного газа в бассейне Сычуань и нижнепалеозойских, кембрий-ордовикских отложениях первичных нефтегазовых залежей в бассейнах Ордос и Тарим свидетельствует о важности этого периода для формирования нефтематеринских пород. С позднего палеозоя до раннего мезозоя море последовательно регрессировало с Китайского континента. В этот период формируется большое число переходных морских континентальных толщ. Особенно важными газоматеринскими комплексами являются каменноугольно-пермские и триас-юрские угольные пласты западной области. Вплоть до раннего неогена и окончательного исчезновения Гималайского желоба морская вода полностью регрессировала с Китайского континента. Поэтому в мезо-кайнозое преобладают континентальные фации и весьма развиты озерные бассейны. Последние характеризуются широким и длительным развитием, многообразием типов, большой мощностью отложений и богатством органики. Этот период наиболее важен для генерации нефти в Китае. Из объема запасов УВ, открытых в Китае, 95 % приходятся на континентальные отложения.
По результатам статистического изучения и лабораторных исследований установлено, что нефтематеринские породы крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая характеризуются концентрацией ОВ более 0,5 % и отражательной способностью витринита свыше 0,5 %. Их максимальные значения соответственно достигают 2 и 1 %. Причем толщина нефтематеринских пород обычно превышает десятки-сотни метров. Преобладает углесодержащий литотип нефтематеринских пород в отличие от мировых, где более развиты карбонатные породы.
В пространственном размещении литотипов нефтематеринских пород крупных и средних нефтегазовых месторождений наблюдается региональная закономерность. Если хребет Хэланьшань принять за границу, разделяющую территорию Китая, то восточная ее часть располагается преимущественно в трех зонах опускания северо-северо-восточного направления. Западная же часть, в которой преобладает западно-западно-северное простирание, находится преимущественно на южном и северном склонах хребтов Тяньшань и Циляньшань.
Пласты-коллекторы
Пласты-коллекторы крупных нефтегазовых месторождений, которые преобладают в мире, имеют мезозойский и четвертичный возраст. В Китае пласты-коллекторы относятся преимущественно к палеогену [1], в меньшей степени - мелу и триасу (рис. 3). Число продуктивных пластов крупных и средних газовых месторождений больше, чем нефтяных. Как правило, запасы УВ равномерно рассредоточены по геологическому разрезу. Лишь в отложениях неогена, палеогена, юры и ордовика запасы УВ превышают 10 % общих, но запасы ни в одном продуктивном пласте не превышает 20 % общих. Запасы газа крупных и средних месторождений, в основном, равномерно приурочены к послетриасовым кайнозойским коллекторам с преобладанием в палеогеновых коллекторах. Крупные и средние газовые месторождения развиты неравномерно в палеозойских коллекторах и концентрируются преимущественно в каменноугольных и ордовикских коллекторах.
Особенности распределения коллекторов и УВ в разрезе крупных и средних нефтегазовых месторождений используются при выборе и обосновании направлений поисково-разведочных работ на газ в палеозойских отложениях.
Коллекторы крупных нефтегазовых месторождений Китая представлены, в основном, терригенными породами [5] (рис. 4). Основные нефтенасыщенные комплексы, содержащие 62 % общего числа месторождений и 70 % общих запасов, сложены средне- и мелкотонкозернистыми песчаниками. Песчано-конгломератные и разнозернистые песчаные коллекторы, в основном, развиты в веерообразных дельтах и аллювиальных веерах бассейна Бохайского залива, расположенных вблизи нефтематеринских пород. Они содержат 21 % общего числа месторождений, 20 % запасов.
Анализ генетических типов и фильтрационно-емкостных свойств коллекторов основных продуктивных пластов 80 крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая позволил выделить 3 типа и 11 подтипов коллекторов (рис. 5). Песчаные тела веерообразной дельты, дельтовых систем и коры выветривания (трещинные проницаемые матрицы) представляют собой основные типы коллекторов крупных и средних нефтегазовых месторождений. Газовые месторождения, в основ ном, приурочены к коллекторам коры выветривания (трещинные проницаемые матрицы), а нефтяные - к песчаным телам веерообразной дельты и дельтовой системы. Генетические типы карбонатных коллекторов обычно относят к трещинным коллекторам, древним корам выветривания, коллекторам кристаллических доломитов. Но фактически на большинстве крупных и средних нефтегазовых месторождений карбонатные коллекторы разнообразны. Поэтому при выделении генетических типов условно считаем их приуроченными к типу коллекторов коры выветривания (трещинные проницаемые матрицы).
С позиции формирования нефтегазовых месторождений Китая изучение коллекторов является частью целостной системы образования залежей УВ. Особенно важен вопрос пространственного соотношения коллекторов с нефтематеринскими породами.
Для большинства нефтегазовых месторождений характерно положение нефтематеринских толщ внизу и коллекторов вверху (рис. 6). Однако известно немалое число месторождений, на которых нефтематеринские толщи и коллекторы залегают в одних и тех же стратиграфических комплексах. Более того, для ряда крупных нефтяных месторождений характерно сочетание нефтематеринских толщ сверху и коллекторов снизу.
Коллекторы с высокими фильтрационно-емкостными свойствами довольно широко распространены в осадочном чехле большинства нефтегазоносных бассейнов. Но не во всех случаях в них могут сформироваться крупные и средние нефтегазовые месторождения. Это связано с неравномерным распределением потенциала УВ-флюидов и неблагоприятным соотношением пространственного положения нефтематеринских толщ и коллекторов.
Покрышки
Практика нефтегазоразведочных работ показывает, что характеристика покрышки залежей УВ не только важный контролирующий фактор при их образовании, она определяет пространственное размещение УВ и объем нефтегазонакопления. Надежные покрышки - одно из обязательных условий для образования крупных и средних залежей УВ. Обычно породы-покрышки месторождений Китая представлены преимущественно однородными глинами. Лишь на единичных месторождениях они сложены гипсами и солями (Ши Бо, Фу Гуан, Сюй Минея, 1999; [2]) (рис. 7).
В кратонных бассейнах мира в качестве покрышек залежей УВ, как правило, выступают гипсы, а в предгорных бассейнах - глины. Однако в кратонных бассейнах Китая, наоборот, преобладают глины, в предгорных бассейнах - глины и гипсы (рис. 8).
Миграция, аккумуляция УВ и образование залежей крупных и средних нефтегазовых месторождений
Расстояние миграции также важное условие, определяющее закономерности размещения месторождений УВ. Оно обусловлено характеристикой структур, каналов миграции и некоторыми другими условиями. Более 95 % крупных и средних нефтегазовых месторождений расположено в 100 км от очага образования УВ (рис. 9). По мере удаления от источника число месторождений и их запасы уменьшаются. Более 95 % запасов крупных и средних нефтегазовых месторождений концентрируется в пределах 50 км от центра очага образования УВ, при этом с удалением от него запасы уменьшаются. Более 95 % числа и свыше 95 % запасов крупных нефтяных месторождений располагаются в пределах менее 50 км от центра очага образования нефти. Этот факт свидетельствует о решающей контролирующей роли расположения нефтематеринских пород в распределении УВ. В связи с этим поиски эффективных нефтематеринских пород служат поисковым критерием обнаружения крупных нефтяных месторождений.
Зависимость числа и запасов крупных и средних газовых месторождений от расстояния миграции сильно отличается от нефтяных. В подавляющем большинстве наибольшее число и запасы крупных нефтяных месторождений располагаются в пределах 15 км от центра нефтематеринских пород, а газовых - более 15-90 км от центра. Это связано с тем, что природный газ более подвижен и поэтому легче мигрирует на далекие расстояния, чем нефть. Число и запасы крупных нефтяных месторождений с увеличением расстояния миграции вначале увеличиваются, а затем уменьшаются. Наиболее благоприятен диапазон 20-60 км. Такое заключение сделано без учета возможного открытия залежей “газа под водой”, для которых наиболее благоприятно условие совпадения местоположения месторождения с очагом образования УВ.
Для Китая характерно позднее образование залежей УВ. В кайнозое сформировалось 80,7 % крупных и средних нефтяных месторождений, в мезозое - 11,5 %, в позднем палеозое - 8,8 %. В кайнозое сформировалось 91,7 % крупных и средних газовых месторождений Китая, в мезозое - 8,3 %. В раннем палеозое значительные по запасам нефтегазовые месторождения Китая не открыты.
Выводы
Несмотря на большое различие параметров образования залежей крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая, их формирование и распределение имеют определенную статистическую закономерность.
Среди литологических типов нефтематеринских пород преобладают однородные разности, представленные, в основном, глинистыми сланцами. Углесодержащих толщ в качестве нефтематеринских пород в Китае заметно больше, чем в других регионах мира. В типах керогена нефтематеринских пород преобладающий тип полностью отражает особенность месторождений континентальных фаций. Для формирования средних и крупных нефтегазовых месторождений нижний предел Сорг составляет 0,5, нижний предел зрелости - 0,5.
Возраст пластов-коллекторов крупных нефтегазовых месторождений в Китае преимущественно палеоген, в меньшей степени - мел и триас. Коллекторы, в основном, представлены терригенными породами, причем основные нефтенасыщенные комплексы сложены средне- и мелкозернистыми песчаниками. Песчаные тела веерообразной дельты, дельтовой системы и коры выветривания (трещины фильтрационно-емкостной матрицы) представляют собой основные типы коллекторов крупных и средних нефтегазовых месторождений. Для большинства нефтегазовых месторождений характерно сочетание нефтематеринских толщ внизу и коллекторов вверху. Для крупных нефтяных месторождений типично сочетание нефтематеринских толщ вверху и коллекторов внизу.
Породы-покрышки залежей УВ - однородные, сложены преимущественно глинами.
Все системы образования залежей в Китае, сформировавшие крупные и средние нефтегазовые месторождения, располагаются в центрах распространения эффективных нефтематеринских пород. Расстояние миграции более 95 % крупных и средних нефтяных месторождений в системах образования залежей не превышает 50 км, а более 95 % газовых - 100 км. Для залежей УВ характерно позднее образование, поэтому поиски эффективных нефтематеринских пород служат предпосылкой разведки крупных нефтяных месторождений.
Суперпозиционные бассейны Китая характеризуются многократными тектоническими движениями и огромными масштабами, большой сложностью распределения нефти и газа в земной коре. Нефтяная фаза преобладает над газовой.
Характерно преимущественное развитие УВ континентальных фаций. Это объясняется тем, что площадь кратонных бассейнов Китая малая и располагаются они на стыке трех плит, отличающихся характером “активных движений”.
Потенциалы ресурсов нефти и газа Китая велики, большинство бассейнов находится на раннем и среднем этапах освоения УВ. Вероятность открытия новых крупных и средних нефтегазовых месторождений высока.
Литература
1. Дай Цзиньсин. Особенности распределения и условия формирования месторождений природного газа Китая среднего и крупного типов / Д.Цзиньсин и др. - Пекин: Изд-во Геология, 1997.
2. Люй Яньфан. Изучение покрышек нефтегазовых залежей // Л.Яньфан, Ф.Гуан, Г.Далин и др. - Пекин: Изд-во нефтяной промышленности, 1996.
3. Ху Цзяньи, Шубао Сюй и др. Типы нефтегазовых залежей и их генезисы в осадочных бассейнах континентальных фаций Китая. Изучение нефтегазовых залежей Китая. - Пекин: Изд-во нефтяной промышленности, 1990.
4. Чжу Бинцюнь, Чжан Цзинлянь. Изучение закономерностей распределения нефтегазовых месторождений на материке Китая. // Разведчики. - 1999.
5. Чжан Вэньчжао. Крупные нефтяные месторождения континентальных фаций Китая. - Пекин: Изд-во нефтяной промышленности, 1997.
© Цзинь Чжицзюнь, 2007
In spite of significant different in formation parameters of large and medium oil and gas fields of China their formation and distribution are characterized by a certain statistic regularity.
Among lithological types of oil-source rocks, varieties represented mainly by shales are prevailed. Coal-bearing strata as oil-source rocks occur in China noticeably more often than in other regions of the World. In kerogen types of oil-source rocks type is prevailed that completely reflects peculiarities of continental facies fields. For formation of medium and large oil and gas fields the lower limit of C org is 0,5, while lower maturity limit - 0,5. The main geological age of reservoir rocks of large oil and gas fields in China is Paleogene and to a lesser extent - Cretaceous and Triassic. Reservoirs are represented by terrigene rocks, the main oil-saturated complexes are composed of medium- and fine-grained sandstones. Sandy bodies of fan-shaped delta, delta system and weathering crust represent the main types of reservoirs of large and medium oil and gas fields. Most of oil and gas fields are characterized by combination of oil-source strata “at the top” and reservoirs “at the bottom”.
All systems of pool formation in China forming large and medium oil and gas fields are located in the centres of effective oil-source distribution. The migration distance exceeding 95 per cent of large and medium oil fields does not exceed 50 km and more than 95 per cent of gas fields does not exceed 100 km. »
For НС accumulations it is typical late formation, therefore searching for effective oil-source rocks may serve as a basis for large oil fields exploration. Superposition basins of China are characterized by multiple tectonic movements and their huge scales, large complexity of oil and gas distribution in the Earth’s crust. Oil phase prevails over gas one. Predominant development of HC continental facies is typical. This is explained by the fact that the area of craton basins in China is small and they are located at the joint of three plates distinguished by “active movements” character.
Oil and gas resources potential is great in China, most of basins are at early or medium stage of HC resources development. Possibility of discovering new large and medium oil and gas fields is quite high.
Таблица 1 Классификация нефтяных и газовых месторождений Китая по величине запасов
|
Масштаб |
Нефтяные месторождения |
Газовые месторождения |
||
|
геологические запасы, млн т |
извлекаемые запасы, млн т |
геологические запасы, млрд м3 |
извлекаемые запасы, млрд м3 |
|
|
Гигантские |
> 1500 |
> 450 |
> 1000 |
> 600 |
|
Уникальные |
500-1500 |
150-450 |
300-1000 |
180-600 |
|
Крупные |
100-500 |
30-150 |
50-300 |
30-180 |
|
Средние |
10-100 |
3-30 |
10-50 |
5-30 |
|
Мелкие |
< 0,10 |
< 0,03 |
< 100 |
< 50 |
Таблица 2 Характеристики крупных и средних нефтяных месторождений Китаяв нефтегазоносных бассейнах трех типов
|
Бассейны |
Крупные месторождения |
Геологические запасы нефти |
|||
|
число |
% |
Объем, n • 104 т |
% |
Средние запасы нефтяных месторождений, n • 104 т |
|
|
Рифтогенные |
34 |
82,9 |
1152841 |
92,7 |
29560,0 |
|
Кратонные |
6 |
14,6 |
81413 |
6,5 |
13568,8 |
|
Форландовые |
1 |
2,4 |
10000 |
0,8 |
10000,0 |
Таблица 3 Характеристики крупных и средних газовых месторождений Китаяв нефтегазоносных бассейнах трех типов
|
Бассейны |
Крупные месторождения |
Геологические запасы газа |
|||
|
число |
% |
Объем, млрд м3 |
% |
Средние запасы газовых месторождений, млрд м3 |
|
|
Рифтогенные |
11 |
28,2 |
348,920 |
20,7 |
31,720 |
|
Кратонные |
19 |
48,7 |
799,051 |
47,4 |
42,055 |
|
Форландовые |
9 |
23,1 |
538,412 |
31,9 |
59,823 |
Рис. 1. ЧИСЛО ОТКРЫТЫХ КРУПНЫХ И СРЕДНИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНАХ ТРЕХ ТИПОВ
Месторождения: 1 - нефтяные. 2- газовые
Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ ЛИТОТИПОВ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ПОРОД КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ (А) И МИРА (Б)
Рис. 3. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ВОЗРАСТОВ ОСНОВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ СРЕДНИХ И КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ (А), ГАЗОВЫХ (Б) И НЕФТЯНЫХ (В) МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ
Рис. 4. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ ПОРОД-КОЛЛЕКТОРОВ КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ
Рис. 5. ХАРАКТЕРИСТИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПОВ ОСНОВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ КРУПНЫХ И СРЕДНИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ (А), ГАЗОВЫХ (Б) И КРУПНЫХ НЕФТЯНЫХ (В) МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ
Рис. 6. ХАРАКТЕРИСТИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СОЧЕТАНИЯ МАТЕРИНСКИХ ТОЛШ И КОЛЛЕКТОРОВ КРУПНЫХ И СРЕДНИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ (А), ГАЗОВЫХ (Б) И КРУПНЫХ НЕФТЯНЫХ (В) МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ
Рис. 7. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОРОД-ПОКРЫШЕК КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ (А) И МИРА (Б)
Рис. 8. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОРОД-ПОКРЫШЕК КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ РАЗНЫХ БАССЕЙНОВ КИТАЯ (А) И МИРА (Б)
1 - глинистая порода: 2 - соль и гипс: 3 - доломит; 4 - глинистый сланец: 5 - мергель; 6 - гипс; 7 - соль
Рис. 9. ЗАВИСИМОСТЬ ЧИСЛА КРУПНЫХ И СРЕДНИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ (А) И ОБЪЕМА ГАЗОНАКОПЛЕНИЯ (Б) ОТ РАССТОЯНИЯ МИГРАЦИИ УВ
