Подавляющее большинство запасов УВ в мире cконцентрировано 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].

Рис. 1. ЧИСЛО ОТКРЫТЫХ КРУПНЫХ И СРЕДНИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ В НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНАХ ТРЕХ ТИПОВ Месторождения: 1 – нефтяные, 2 – газовые

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 использования на практике поисково-разведочных работ и повышения на их базе эффективности поисково-разведочных работ на нефть и газ в Китае.

С учетом количественных классификационных критериев по величине запасов, используемых в мире, предложена классификация масштаба нефтегазовых месторождений Китая (табл. 1).

Число открытых крупных нефтяных месторождений в рифтогенных бассейнах абсолютно преобладает, так же как и число средних по запасам месторождений УВ (табл. 2). Крупные и средние по запасам газовые месторождения развиты в кратонных бассейнах, а средние по запасам месторождения преобладают в предгорных бассейнах (табл. 3). Рифтогенные бассейны являются не только преимущественно нефтеносными, но и содержащими повышенную концентрацию нефтяных скоплений. Наличие месторождений природного газа характерно для кратонных бассейнов, но высокая степень накопления природным газом присуща предгорным бассейнам.

Нефтематеринские породы крупных и средних нефтегазовых месторождений Китая различаются по возрасту, типам бассейнов и нефтематеринских пород (Лю Лофу, Цзинь Чжицзюнь). Геологический возраст варьирует от раннего палеозоя до кайнозоя, отложения нефтематеринских пород приурочены к кембрию – ордовику, карбону – перми, триасу, юре и мелу, палеогену и неогену, даже к четвертичным. Среди нефтегазоносных бассейнов выделяют раннепалеозойские кратонные, позднепалеозойские и мезозойские предгорные, а также мезозойские и кайнозойские рифтогенные.

Литотипы нефтематеринских пород включают морские карбонаты, глинистые породы, угольные пласты и карбонаты. Преобладание среди них континентальных 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.

Рис. 2. СОПОСТАВЛЕНИЕ ЛИТОТИПОВ НЕФТЕМАТЕРИНСКИХ ПОРОД КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ (А) И МИРА (Б)

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.

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

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 основном, 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).

Рис. 5. ХАРАКТЕРИСТИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ГЕНЕТИЧЕСКИХ ТИПОВ ОСНОВНЫХ КОЛЛЕКТОРОВ КРУПНЫХ И СРЕДНИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ (А), ГАЗОВЫХ (Б) И КРУПНЫХ НЕФТЯНЫХ (В) МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ

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.

Рис. 6. ХАРАКТЕРИСТИКА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ СОЧЕТАНИЯ МАТЕРИНСКИХ ТОЛЩ И КОЛЛЕКТОРОВ КРУПНЫХ И СРЕДНИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ (А), ГАЗОВЫХ (Б) И КРУПНЫХ НЕФТЯНЫХ (В) МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ

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.

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 Минся, 1999; [2]) (рис. 7).

Рис. 7. СОПОСТАВЛЕНИЕ ПОРОД-ПОКРЫШЕК КРУПНЫХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ (А) И МИРА (Б)

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).

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.

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.

Рис. 9. ЗАВИСИМОСТЬ ЧИСЛА КРУПНЫХ И СРЕДНИХ НЕФТЕГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КИТАЯ (A) И ОБЪЕМА ГАЗОНАКОПЛЕНИЯ (Б) ОТ РАССТОЯНИЯ МИГРАЦИИ УВ

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.

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 С_орг 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”.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. 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.