К нетрадиционным резервуарам относятся коллекторы, не связанные с обычными песчаными и карбонатными отложениями. К настоящему времени в них выявлено значительное число промышленных залежей УВ.

Так, в 1968 г. на Салымском месторождении в скв. 12 из глин баженовской свиты был получен приток нефти дебитом 600 т/сут. Отложения этой свиты распространены на огромной территории Западной Сибири, являются надежным маркирующим горизонтом в кровле юрского комплекса и выделяются под индексом Юо. Они сложены однообразной толщей черных битуминозных тонкослоистых глин мощностью более 50 м и обладают повышенными значениями кажущихся сопротивлений и гамма-активности. От выше- и нижележащих пород их отличают увеличенные содержания органического вещества (до 23 %) и кремнезема (10-30 %). В Салымском районе баженовские глины залегают на глубине 2700-2850 м и характеризуются АВПД, превышающим гидростатическое на 15-20 МПа. Пластовая температура составляет 120-128 °С.

Изучение образцов керна показало, что в глинах развиты горизонтальные и вертикальные трещины. Внутренняя структура баженовских глин сформирована геохимическим взаимодействием их основных компонентов - глинистых минералов, органического вещества и колломорфного кремнезема [2 ]. Видимо, их основной особенностью является способность весьма чувствительно реагировать на избыточные напряжения, возникающие в зонах тектонических нарушений. Продуктивный пласт резко неоднороден по фильтрационным свойствам. Установлено пространственное тяготение участков повышенной трещиноватости к зонам разломов. Наиболее высокодебитные скважины приурочены к узкой субмеридиональной полосе разломов, формирующих горстообразное поднятие в центре структуры. Здесь же отмечаются повышенные значения пластовых температур и давлений.

За 20-летний период опытно-промышленной эксплуатации из баженовских глин добыто около 2,5 млн т нефти. Более 50 % пробуренных скважин оказались малодебитными или сухими. Годовой объем добычи со временем резко снизился и в 1994 г. составил всего 10 тыс.т. В то же время специфические свойства коллекторов баженовской свиты не позволяют применять известные методы интенсификации добычи, в связи с чем коэффициент нефтеотдачи на месторождении остается чрезвычайно низким. В целом на Салымском месторождении установлен новый тип глинистого резервуара, емкостные свойства которого обусловлены его повышенной трещиноватостью. Это открытие, несомненно, позволяет по-новому оценить потенциальные возможности битуминозных глинистых толщ других районов мира. В частности, доманикоидные породы Волго-Уральского региона, майкопские глины Предкавказья и менилитовые битуминозные сланцы Предкарпатского прогиба могут также оказаться промышленно-нефтегазоносными в зонах интенсивного развития тектонических нарушений.

К достаточно редким и нетрадиционным резервуарам относятся вулканогенно-осадочные комплексы пород. С ними связаны промышленные притоки нефти на группе структур Притбилисского района, а также на азербайджанском месторождении Мурадханлы. Наиболее полно изучено месторождение Самгори-Патардзеули, открытое в 1973 г. Оно приурочено к брахиантиклинальной складке, осложненной тремя отдельными вершинами. Продуктивная среднеэоценовая толща представлена туфами, туфоаргиллитами, туфопесчаниками и туфобрекчиями с покровами порфиритов. Эти породы характеризуются интенсивными поглощениями при бурении и высокими дебитами при испытании. Они обладают низкой пористостью (1,25 %) и крайне изменчивой проницаемостью (от 0,001 до 3,5 мкм²). Их эффективная мощность определяется в основном развитием вторичной трещиноватости. Коллекторы трещинно-кавернозного типа. Залежь массивная, водонефтяной контакт (ВНК) установлен на абсолютной отметке -2120 м. Высокие темпы отбора нефти обусловили быстрый и неравномерный подъем уровня ВНК на 300-400 м, в результате чего все скважины на склоне складки оказались обводненными [3 ].

Нефтегазоносность пород фундамента, перекрытых плащом осадочных отложений, чаще всего приурочена к их кровле, или коре выветривания. Мощность этой зоны развития вторичных коллекторов обычно не превышает 10-15 м, но иногда достигает 50-80 м. Сами залежи массивные, литологически экранированные, имеют сложные непредсказуемые контуры. Их коллекторы характеризуются высокой неоднородностью, резкой изменчивостью по площади и разрезу.

Наиболее типичная группа залежей в коре выветривания фундамента открыта в Центральном Техасе (США). Здесь докембрийский фундамент залегает на глубине около 800 м и в его поверхности выделяется полоса эродированных останцов, с которыми связаны девять месторождений. Продуктивные породы коры выветривания представлены сильнотрещиноватыми плотными кварцитами, залегающими непосредственно под поверхностью регионального предпенсильванского несогласия. В 50-х гг. здесь эксплуатировалось более 50 скважин.

Два нефтяных месторождения Венесуэлы - Ла-Пас и Мара - выявлены в коре выветривания фундамента на глубине около 3000 м. В одной из скважин приток нефти достигал 2700 м3/сут.

К настоящему времени существенно изменились прежние представления о фундаменте как о монолитной непроницаемой толще. Накопленный материал позволяет утверждать, что нефтегазонасыщенными могут быть не только кора выветривания фундамента, но и более глубокие интервалы, залегающие ниже его кровли на сотни и даже тысячи метров. Наличие в разрезе фундамента разуплотненных интервалов и связанных с ними трещиноватых резервуаров установлено по данным многих глубоких и сверхглубоких скважин.

Только в Татарии закончено бурение более 10 скважин, вскрывших фундамент на глубину от нескольких сот метров до 3250 м. В кристаллической толще выявлено и опробовано более 80 объектов с трещиноватым типом коллекторов. В 10 из них получены притоки пластовой жидкости, представляющей собой рассолы, содержащие гелий и УВ нефтяного ряда. В скв. 20000 Миннибаевская приток флюида из интервала 4457-5005 м составил 81 м3/сут.

В Кольской сверхглубокой скважине на глубине 4500-9200 м в трещиноватых породах протерозойского и архейского возраста обнаружены хлоридные воды, содержащие водород, гелий, углекислоту и метан с примесью тяжелых УВ.

Уникальные сведения получены в результате бурения на южновьетнамском шельфе. Здесь на морской акватории открыто крупное нефтяное месторождение Белый Тигр, приуроченное к гранитоидам фундамента, из которых получены притоки дебитом 1500-2000 м3/сут. Залежь локализована в приподнятом блоке фундамента, поверхность которого вскрыта на глубине 3020-4300 м. Наиболее глубокой скважиной пройдено по кристаллическим породам более 1500 м, причем весь вскрытый интервал оказался насыщен нефтью. Породы характеризуются неоднородностью емкостных свойств, трещиноватые зоны сменяются монолитными участками с пониженной или нулевой проницаемостью. Гранитоиды имеют явные следы вторичных преобразований и воздействия гидротермальных процессов [1 ].

В целом многочисленные нефтегазопроявления в породах фундамента установлены в разнообразных геологических условиях - от дневной поверхности до гидротерм срединно-океанических хребтов, коры выветривания и глубинных зон разуплотнения. Эти фактические данные настолько неоспоримы, что позволяют считать породы фундамента достаточно надежными резервуарами для формирования промышленных скоплений УВ. Первоочередными объектами поисков должны являться высокоподнятые и нарушенные разломами блоки фундамента, над которыми в осадочном чехле уже установлены залежи нефти и газа.

В рифтогенных бассейнах Китая -Сунляо, Бохай, Сучуанский и др. - коллекторы связаны с пестроцветными континентально-озерными отложениями (ШахновскийИ.М., 1996).

Приведенные фактические материалы однозначно свидетельствуют о том, что в приразломных участках пласта происходит формирование трещиноватых резервуаров. Природный гидротермальный процесс циркуляции газожидкостных растворов по разломам, трещинам и порам горных пород постоянно осуществляется за счет энергии внутренних зон Земли. При вертикальных прорывах высокотемпературных и сильносжатых флюидов из глубинных мантийных очагов в фундамент и осадочный чехол происходят естественные процессы гидроразрыва пород и увеличение их трещиноватости. Таким образом, гидротермальные растворы сами формируют емкости в горных породах. Основная масса черных битуминозных сланцев сформировалась, видимо, за счет рассланцевания обычных глин, их гидрогенизации и насыщения нефтебитумами под воздействием глубинных флюидов. В результате подобных процессов и при наличии аномально высоких давлений тонкослоистые глины могут преобразовываться в хрупкие плитчато-трещинные породы типа баженитов.

В этой связи первоочередными объектами поисков должны являться высо коамплитудные и нарушенные разломами блоки фундамента, над которыми в осадочном чехле установлены нефтегазопроявления или фиксируются положительные газовые аномалии. В пределах этих выступов перспективны прежде всего как сами породы фундамента, так и кровля отложений, залегающих под поверхностями региональных несогласий. Существенные перспективы открытия новых залежей УВ связаны с тектоноэрозионными выступами на поверхности разновозрастных доюрских отложений Западной Сибири. Кровля этих пород представляет собой гигантскую по площади распространения кору выветривания, где в эффузивно-осадочных толщах триаса и палеозоя могли сформироваться достаточно емкие вторичные резервуары. В Среднем Приобье на подобных структурах уже выявлены месторождения нефти на площадях Горелая, Медведковская и др.

1. Геология и нефтегазоносность фундамента шельфа Южного Вьетнама / В.П.Гаврилов, А.Д.Дзюбло, В.В.Поспелов и др. // Геология нефти и газа. - 1995. - № 4. - С. 25-30.

2. Клубова Т.Т., Халимов Э.М. Нефтегазоносность отложений баженовской свиты Салымского месторождения. - М.: ВНИИОЭНГ, 1995.

3. Особенности строения и разработки залежей нефти в вулканогенно-осадочных отложениях Притбилисского района /

Г.П.Ованесов, Г.М.Усанов, А.М.Красовский и др. // Геология нефти и газа. - 1988. - № 1. - С. 57-60.