pdf.php@id=6161.pdf

выклиниванием. Разрывы, возникающие при росте структуры, способствуют возникновению залежей тектонического экрани­ рования. Ловушки надсолевых отложений зрелого купола сильно нарушены разрывами. При росте купола в надсолевых отложени­ ях углеводороды в залежах скапливаются раньше всего, затем они могут быть переформированы.

При всех этих преобразованиях одни залежи разрушаются, другие формируются при постоянном перетоке флюидов. В воз­ никших над куполами кепроках наблюдаются следы измененной нефти. Ловушки соляных куполов содержат преимущественно нефтяные залежи, реже залежи нефти с газовыми шапками и редко небольшие скопления газа.

В окраинно-платформенных перикратонно-орогенных бас­ сейнах на окраинах платформ в условиях коллизии с покровно­ складчатыми сооружениями условия формирования месторожде­ ний напряженные. Такие же условия характерны для бассейнов внутренних частей подвижных поясов. При анализе процессов формирования месторождений в складчатых областях необхо­ димо обращать внимание на тектонический режим развития, и прежде всего на смену этих режимов. Известно, что в складчатых областях интенсивное прогибание сменяется ростом поднятий (инверсия режима), что вызывает перестройку всей флюидоди­ намической системы, следовательно, переформирование место­ рождений.

И.В. Высоцкий выделил кониммерсионные ловушки, возни­ кающие во время прогибания и накопления осадков благодаря формированию конседиментационных поднятий, наличию пере­ рывов, выклинивания пластов, росту рифовых массивов и др. В этих ловушках могут быть сформированы залежи нефти и газа. Кониммерсионные ловушки свойственны всем бассейнам, но наиболее широко они распространены на платформах. Другая категория — конинверсионные ловушки — характерна преимуще­ ственно для складчатых областей. Здесь часто развиты высоко­ амплитудные, быстро развивающиеся антиклинальные складки, осложненные разрывами. Значительные углы наклона пластов, большие перепады давлений обусловливают интенсивное пере­ мещение флюидов. Возникающие разрывы способствуют еще более быстрым перетокам, формированию и переформированию залежей. И.В. Высоцкий считает, что формирование скоплений УВ начинается на ранней фазе инверсии в складчатых областях. На поздней фазе инверсии, когда интенсивность складкообра­ зования увеличивается, усиливается разрывообразование, зарож­ даются надвиговые системы. В это время свободный газ уходит, нефти дегазируются. Не случайно в Предкавказье и других райо­

371

позже во время активизации тектонических движений в более молодых перекрывающих отложениях, являются основой фор­ мирования месторождений в совершенно другом, более моло­ дом структурном этаже. Наиболее благоприятными условиями для формирования крупных месторождений являются такие, при которых мощное прогибание не прерывается существенными складкообразовательными процессами. Это обеспечивает разви­ тие нефтегазоносности почти по всему разрезу нефтегазоносного бассейна: бассейны переходных зон в пределах Тихоокеанского пояса. Например, в Калифорнии в бассейнах Лос-Анджелес и Вентура за сравнительно короткий срок олигоцен-квартера на­ копилось почти 12 км осадков, при этом существенных склад­ кообразовательных движений не было. Здесь отмечается боль­ шой интервал преимущественной нефтеносности на глубине от 500 до 4000 м с формированием крупных месторождений. При этом отмечается очень высокая плотность запасов, достигающая 500 тыс. т/км2. На северо-восточном Сахалине и прилегающем шельфе, где мощность накопившихся осадков также велика, а интенсивная складчатость произошла только в конце плиоцена, крупные залежи сформировались по всему разрезу бассейна от олигоцена до плиоцена включительно.

Время формирования месторождений

Существенным представляется установление времени форми­ рования месторождений. Есть несколько способов его определе­ ния. Прежде всего следует отметить, что никакая залежь не может сформироваться раньше времени возникновения той ловушки, в которой она находится. При так называемом палеоструктурном методе принимается, что формирование залежи УВ завершается тогда, когда емкость ловушки становится равной объему залежи. Это, конечно, не во всех случаях корректно, так как объем УВ в залежи может изменяться по разным причинам и в разное время, например, объем газа в залежи может сократиться при погруже­ нии и возрастании давления.

Для тектонически экранированных залежей начало их форми­ рования определяется по времени формирования разрывного на­ рушения (хотя время это тоже может быть очень растянуто). Для стратиграфически экранированных залежей можно предположить, что формирование произошло несколько позже, чем время нако­ пления нижних слоев несогласно залегающих отложений (хотя не всегда известно, когда в действительности стали поступать УВ).

Как уже говорилось, миграция УВ происходит длительное время, и известно много случаев, когда существовавшая залежь

373

разрушалась, а затем вследствие продолжавшегося подтока неф­ ти формировалась в этих же пластах снова после их размыва и несогласного перекрытия более молодыми слоями (АхтырскоБугундырское, Забзенское и другие месторождения на Кубани). В этом случае можно довольно точно определить время начала формирования залежей в этих размытых пластах (см. рис. 7.25).

В.И. Высоцкий полагал, что в тех случаях, когда современ­ ная ловушка не заполнена нефтью до предела (до замка), важно установить, заполнялась ли эта ловушка когда-либо полностью, и вносить коррективы с учетом роли последующего погружения (при котором объем, возможно, уменьшился) или каких-либо дру­ гих событий. Первоначальное положение залежи можно устано­ вить по следам бывших ВНК, которые отражаются во вторичных преобразованиях пород вблизи древних водонефтяных контак­ тов. Эти наблюдения можно использовать как один из способов определения времени формирования или переформирования за­ лежи. В некоторых случаях древние ВНК, которые располагались когда-то на одном уровне в период формирования залежи, в на­ стоящее время оказались расположенными на разных уровнях в разных блоках, разделенных разломами. По возрасту образования разрывов можно определить время этого события.

Метод давления насыщения, предложенный В. Гассоу и А. Леворсеном, основан на допущении, что заполнение ловушки нефтью происходит в момент ее наибольшего насыщения газом (т.е. когда она наиболее подвижна). При этом допущении, зная давление насыщения, можно определить глубину образования залежи (если распределение давлений не было аномальным). По величине давления с учетом обычного гидростатического гра­ диента 0,1 МПа на 10 м определяется глубина (т.е. мощность отложений), на которой находилась залежь во время своего об­ разования. Затем из общей мощности разреза над залежью, на­ чиная от ее верхнего ограничения, вычитается эта глубина (или мощность). По возрасту самых нижних горизонтов, оставшихся после вычитания отложений, и определяется время заполнения ловушки и формирования в ней залежи. Это возможно только в непрерывном разрезе при отсутствии перерывов.

Историко-генетический метод основан на установлении вре­ мени погружения нефтематеринской толщи в ГЗН. В основе ме­ тода лежит допущение о том, что залежь начинает формироваться сразу же за генерацией УВ. Временная граница начала массовой генерации определяется по возрасту отложений, завершающих перекрытие нефтематеринской толщи при вступлении ее в ГЗН. Если природные резервуары тесно связаны с нефтематеринской

374

толщей, этот метод хорошо использовать, учитывая время начала эмиграции. Т.А. Ботнева и Г.Н. Молодых таким образом опреде­ лили время формирования скоплений нефти в Прикумской зоне Восточного Предкавказья как средний миоцен, а на складчатом борту Среднекаспийского прогиба — конец миоцена. Б. Тиссо и другие показали, что нефть месторождения Хасси-Месауд в Ал­ жире скопилась не раньше, чем материнские породы нижнего силура погрузились на глубину более 2 км.

Для установления возраста газовых залежей существуют свои методы. Они основаны на определенных допущениях. При объ­ емном методе, предложенном А. Леворсеном, допускается, что современная залежь находится в неизменном состоянии с мо­ мента ее образования. Если даже объем газа меньше объема пустот ловушки, то предполагается, что это произошло только в результате увеличения давления, т.е. вследствие погружения. Объем ловушки, естественно, измениться не мог. Согласно за­ кону Бойля—Мариотта,

PoVo = P,V„

где Р0 — давление во время формирования залежи; V0 — объ­ ем порового пространства ловушки; Р[ — современное пластовое давление на уровне газоводяного контакта; V| — объем порового пространства ловушки, ныне занятого газом.

Исходя из равенства произведений давлений на объемы мож­ но рассчитать давление, при котором формировалась залежь:

Ро = P.V, / V0.

При дальнейших упрощениях, принимая нарастание давления по закону гидростатики (примерно 0,1 МПа на 10 м) с учетом плотности воды, можно определить глубину формирования за­ лежи. Вычитая мощность из общей мощности отложений вверх по разрезу от залежи, можно определить отложения (если нет перерывов), во время накопления которых образовалась залежь. Возраст этих отложений и будет соответствовать времени образо­ вания залежи. Давление формирования залежи Р0 рассчитывается с учетом поправок на приведенную температуру F:

F = (273 + to) / (273 + t,),

где t! — современная пластовая температура на уровне газово­ дяного контакта, to — то же во время завершения образования залежи.

При этом также необходимо учитывать сжимаемость газа как во время образования залежи, так и в условиях современной за­ лежи, которые определяются по таблицам.

375

Расчеты для месторождений Каневско-Березенской зоны газонакопления в Азово-Кубанском бассейне показали, что часть из них образовалась в начале эоцена, а другая — на рубеже эоценового и олигоценового времени. Интересным представляется предложение определять время начала формирования газовой залежи по началу выделения газа из газонасыщенной пластовой воды при снижении давления. Зная распределение давлений в бассейне (ориентировочно по глубине), можно выделить ловуш­ ки, находящиеся выше глубин, давления на которых соответству­ ют давлениям газонасыщения пластовых вод. В этих ловушках можно прогнозировать газовые залежи. Допустим, давление га­ зонасыщения составляет 10 МПа, все ловушки, лежащие ниже глубины 1 км, не будут содержать свободных газовых скоплений, так как газ находится в воде в растворенном состоянии. Все ло­ вушки, расположенные выше этой глубины, могут содержать га­ зовые залежи, так как газ при более низком давлении, чем давле­ ние газонасыщения 10 МПа, будет выделяться в свободную фазу. То же относится и к формированию газовых шапок. Они обра­ зуются, только когда давление в верхней части нефтяной залежи становится меньше, чем давление насыщения нефти газом.

На такой идее Л.И. Ровнин и Н.Н. Ростовцев проводили ра­ боты по поиску газа в Западной Сибири. Они предположили, что в недрах выявленной геофизическими методами Уренгой­ ской структуры газонасыщенные водоносные пласты сеномана лежат на глубине, где давление дает возможность газу выделиться

всвободную фазу. Первая пробуренная скважина подтвердила это предположение, и крупнейшее месторождение газа (а вместе

вним газоконденсата и нефти) было открыто. Та же методика была применена на ряде других месторождений.

Существуют и другие методы определения времени формиро­ вания скоплений газа. Некоторые из них основываются на тех же принципах, что и методы поисков. К последним относится, например, замер диффузионного потока от газовой залежи (газо­ вая съемка). Диффузионный поток постепенно продвигается от возникшей залежи, и чем она древнее, тем поток дальше продви­ нулся. Существуют методы определения возраста по количеству накопившихся в скоплении газа некоторых изотопов, таких, как 4Не и 40Аг. Все известные методы имеют значительные погреш­ ности. Для наиболее реального представления о путях и времени формирования необходимо учитывать все возможные источники поступления газа, которых в природе очень много.

При рассмотрении вопроса о времени формирования залежей

иместорождений нефти и газа возникает вопрос о скорости их формирования. Удовлетворительный ответ найти трудно, так как

376

из изложенного ясно, что во многих случаях подток УВ и форми­ рование (а также разрушение) скоплений идет постоянно. Но в некоторых случаях можно все же сделать определенные выводы. Продуктивная толща Апшерона относится к плиоцену, поэтому возраст нефтегазовых скоплений в ней вряд ли превышает первые миллионы лет. Соответственно можно рассчитать и скорость. Еще увереннее можно говорить о скоростях, когда нефтесодержащая структура является совсем молодой. И.В. Высоцкий приводит пример по месторождению Минае в Центрально-Суматринском бассейне в Индонезии. Структура, содержащая 1,4 млрд т нефти, возникла на рубеже плиоцена и плейстоцена (около 1,7 млн лет тому назад). Отсюда можно рассчитать скорость, с которой на­ капливалась нефть в этой структуре. Она составляет более 800 т в год. Эта высокая скорость была обеспечена активной геодинамической обстановкой в той островодужной системе, частью ко­ торой является о. Суматра. Высокие скорости накопления нефти также предполагаются в месторождениях, заключенных в моло­ дых плиоценовых отложениях Калифорнии (от 150 до 400 т в год). В одном из крупнейших месторождений Боливар (Маракаибский бассейн) подток углеводородов в миоценовые слои после их отложения по расчетам составляет 500—700 т в год. Возможно, это происходит за счет переформирования расположенной ниже олигоценовой залежи (рис. 7.27). На платформах, где формирова­ ние структур происходит длительное время, скорость подсчитать, конечно, труднее, видимо, там величины будут не столь высоки. И все же почти в каждом бассейне есть тот сравнительно корот­ кий этап, во время которого и происходит «собирание» основной массы УВ в ловушки. Во многих случаях это связано с молодыми неотектоническими движениями, активизацией тектонического режима даже на платформах.

377

----------- ГЛАВА 8 -----------

НЕФТЕГАЗОНОСНЫЙ БАССЕЙН - ОСНОВНОЙ ЭЛЕМЕНТ НЕФТЕГЕОЛОГИЧЕСКОГО РАЙОНИРОВАНИЯ

8.1.НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ БАССЕЙНЫ

ИИХ ЭВОЛЮЦИЯ

Образование, перемещение и накопление углеводородов и со­ хранность скоплений нефти и газа реализуются в нефтегазонос­ ных бассейнах, являющихся целостными относительно автоном­ ными природными системами, в осадочных породах которых под влиянием внешних и внутренних факторов за счет рассеянного органического вещества образуется основная масса углеводоро­ дов нефти и газа. Нефтегазоносный бассейн в генетическом от­ ношении является основной единицей нефтегазогеологического районирования. Бассейны обычно связаны с областями устойчивого

идлительного погружения и накопления осадочных пород, мощность, состав и строение которых обеспечивают генерацию углеводородов

иобразование их скоплений.

Впервые термин «нефтегазоносный бассейн» был использован В.Е. Хаиным в 1952 г. при описании нефтегазоносных районов южных регионов СССР. И.О. Брод развил представление о не­ фтегазоносных бассейнах и придал ему современное значение, которое стало использоваться с 40—50-х годов XX в. многими исследователями (Н.А. Еременко, И.В. Высоцкий, В.Б. Оленин, Л. Уикс и др.) наряду с понятием «нефтегазоносная провинция». Смысл использования термина «нефтегазоносный бассейн» обу­ словлен стремлением отразить связь нефтегазообразования и формирования залежей с осадочными бассейнами. Этот термин аналогичен, например, терминам «угленосный бассейн», «соле­ носный бассейн» и т.д.

Использование слова «провинция» представляется подходя­ щим для более широкого районирования, не всегда имеющего генетический смысл. Понятие провинции появилось раньше, оно было введено Э. Вудрофом и Ч. Шухертом еще в 1919 г. Э. Лиллей (1923) относил к провинциям значительные территории, включающие нефтегазоносные и разделяющие их площади, объ­ единяемые либо структурным единством, либо географической

378

близостью (например, провинции Скалистых гор, Галф-Коста в США и др.). В пределах провинции выделялись области, межгор­ ные впадины, своды, при этом впадины назывались бассейнами. С тех пор термин «провинция» широко использовался и исполь­ зуется многими исследователями (Н.Ю. Успенская, А.А. Бакиров и др.), в том числе при территориальном разделении нефтегазо­ носных районов (например, карта нефтегазоносных провинций под редакцией В.В. Семеновича). При выделении провинций основным принципом является структурный признак (провин­ ции склонов платформ, подвижных поясов). Иногда этот термин соответствует какому-либо крупному тектоническому элементу (например, Тимано-Печорская провинция, она же синеклиза).

И.О. Брод (1962) определил нефтегазоносный бассейн как об­ ласть длительного устойчивого прогибания земной коры. Под нефтегазоносным бассейном он понимал замкнутые или частич­ но замкнутые впадины или прогибы, содержащие в разрезе оса­ дочной толщи горизонты с залежами нефти и газа. В своей клас­ сификации он выделял, в частности, бассейны платформенных областей, предгорные и межгорные, с учетом сложности строе­ ния фундамента и характера его обрамления. Было предложено много других более дробных классификаций осадочных нефте­ газоносных бассейнов. В основу одних положен тектонический (структурный) принцип, другие построены по генетическому принципу. С появлением к началу 70-х годов XX в. теории тек­ тоники литосферных плит классификация нефтегазоносных бас­ сейнов стала строиться в соответствии с принятой в этой теории терминологией структурных элементов.

Нефтегазоносность осадочного бассейна является его свой­ ством, которое закономерно проявляется на определенных этапах его существования. В ходе эволюции осадочный бассейн стано­ вится вначале газоносным, потом нефтегазоносным. Если про­ цессы нефтегазообразования замирают, то бассейн превращается в остаточно-битуминозный.

Эволюция осадочного бассейна и превращение его в нефте­ газоносный представляется достаточно сложным и длительным прерывисто-непрерывным процессом, определяемым, в част­ ности, тектоническими закономерностями, контролирующими формирование структурных элементов земной коры, в пределах которых эти бассейны располагаются.

Формирование земной коры, приводящее к образованию оса­ дочных бассейнов, протекает в определенном направлении от структуры океанического ложа через подвижные пояса окраин­ ных морей и островных дуг к окраинным и межконтинентальным орогенам, платформам и эпиплатформенным, внутриконтинен­

379

тальным орогенам. Глобальный процесс определенным образом сопровождается созданием нефтегазоносных осадочных бассей­ нов, приуроченных к областям погружения консолидированной коры. Они располагаются как во внутренних частях основных структурных элементов (платформ, подвижных поясов), так и в пограничных между этими элементами переходных зонах. Благо­ приятными условиями для создания нефтегазоносных бассейнов являются, как правило, зоны сочленения различных типов зем­ ной коры: стык континент-океан, подвижный пояс—платформа, эпиплатфоменный ороген—платформа.

По мере увеличения длительности существования отдельных структурных элементов земной коры наблюдается увеличение стратиграфического диапазона, качественного и количественно­ го разнообразия самой нефтегазоносное™ приуроченных к ним бассейнов.

Следует различать два понятия: этапностъ тектонического развития осадочных бассейнов и стадийность развития собствен­ но нефтегазоносного бассейна, оказывающую влияние на каче­ ственную и количественную характеристику его нефтегазонос­ ное™.

Эволюция осадочного бассейна и превращение его в нефтега­ зоносный представляет собой достаточно сложный и длительный прерывисто-непрерывный процесс, подчиняющийся тектониче­ ским законам и находящийся в тесной зависимости от развития платформенных, подвижных (геосинклинальных), складчатых и океанических областей, в пределах которых он формируется. От того, как и по какому пути пойдет развитие бассейна, в конечном счете зависит и его нефтегазоносность.

История существования осадочного бассейна в общем виде состоит из трех основных этапов: 1) заложения, или инициаль­ ного; 2 ) главного, или нефтегазогенерационного; 3) разрушения, или денудационного. Первый отвечает условиям зарождения и в аспекте тектонического развития для подавляющего числа бас­ сейнов связан с рифтогенезом. Возникшие впадины и прогибы заполняются отложениями различного, часто грубообломочного состава, нередко угленосного или осадочно-вулканогенного тапа. В бассейне еще отсутствуют породы, достигшие стадии среднего катагенеза; поэтому может генерироваться в основном газ. Не­ благоприятны, за рядом исключений, условия для аккумуляции углеводородов, так как движения, формирующие ловушки, про­ являют себя только в конце этапа. Второй этап характеризуется пострифтовым погружением и расширением бассейна — мощ­ ными и длительными процессами общего прогибания, осадконакопления и проявлением катагенеза отложений. На этом этапе

380