pdf.php@id=6161.pdf

ла, по некоторым расчетам, составляет половину или несколько больше (на древних стабилизированных платформах от 20 до 50, на молодых платформах от 32 до 55 мВт/м2, в некоторых зо­ нах молодых подвижных поясов более 500 мВт/м2). В областях с океанической корой толщиной 12—14 км средняя плотность по­ тока составляет 59,2 мВт/м2, в рифтовых зонах — до 100 мВт/м2

ивыше, доля радиогенного тепла не превышает 10%. Геотермический режим в геологической истории Земли не

оставался постоянным. Так, с начала рифея в пределах древних платформ геотермический градиент изменялся. Согласно расче­ там, в рифейских прогибах он составлял 6 °С/100 м, в раннем палеозое — 4—5, в позднем палеозое, включая триас, в юре и мелу — 2—3, в кайнозое — 1—2 °С/100 м.

Учитывая, что тепловой поток на Земле в пределах крупных структур длительное геологическое время остается стабильным, наблюдаемые аномалии теплового поля можно связать с измене­ нием теплопроводности пород. Теплопроводность X характери­ зует количество энергии (тепла), переносимого на определенное расстояние при определенном градиенте (изменении темпера­ туры на этом расстоянии). В песчано-алевритовых породах X =

=1,5—2,3 Вт/м-К, в глинах менее 1,6, в солях более 3—3,5 Вт/м-К.

Втерригенных породах в целом теплопроводность выше в чех­ ле древних платформ по сравнению с молодыми. Для сравнения можно привести значения средней теплопроводности этих пород в чехле Восточно-Европейской (палеозой) и Западно-Сибирской

(мезозой) платформ — соответственно 2,4 и 1,0 Вт/м*К. Соле­ носные толщи отличаются высокой теплопроводностью, что от­ ражается в пониженных температурах залегающих под ними по­ род, так как соли выводят тепло. Карбонатные породы в целом характеризуются повышенной теплопроводностью. В дислоциро­ ванных и преобразованных породах значения теплопроводности повышаются вне зависимости от возраста. В породах подвижных поясов отмечается повышенная контрастность в распределении величин теплопроводности, одни породы имеют низкую тепло­ проводность (например, кремнистые, такие, как диатомиты), а другие высокую (например, гидротермально переработанные из­ вестняки и песчаники). Теплопроводность изменяется в процес­ се преобразования пород, в результате их перекристаллизации, удаления флюидов и т.д. При постоянном тепловом потоке это отражается на геотермическом градиенте. Он возрастает при сни­ жении теплопроводности, и это сказывается на распределении температур. Уплотнение пород в катагенезе приводит к сниже­ нию градиента, обычно скачок происходит на уровне 2-3 км, а при высокой скорости накопления молодых осадков — глубже.

411

С этим связано и изменение температурного режима на этих глу­ бинах, чаще температура здесь возрастает.

В тектонически активных зонах распределение температур но­ сит иной характер. Это касается активных вулканических поясов, рифтовых зон в океанах и на континентах. Если проследить по­ ложение 100-градусной изотермы в разных частях периокеанических бассейнов Атлантического океана у западной континенталь­ ной окраины Африки (рис. 8.15), можно видеть, что она изменяет свое положение очень резко: от 1 км глубины от дна океана до 5 км и более. На западе аномалии высокого положения этой изо­ термы линейно ориентированы вдоль Срединно-Атлантического хребта. В сторону континента изотерма погружается, в отдельных его участках на глубину 5 км и более. Зона температурных ано­ малий ориентирована в северо-восточном направлении. Вдоль

Рис. 8.15. Глубины изотермы 100°С в периокеаническом подти­ пе бассейнов (Ангольский и Гвинейский бассейны) (Хайн, Левин, 2001): 1 — изолинии глубин изотермы 100°С от дна океана, км; 2 — блоки с глубиной меньше 1 км, 3 — блоки с глубиной больше 5 км; 4 — группа месторождений нефти и газа

412

этой зоны протягиваются мощнейшие осадочные бассейны, ко­ торые были ранее заложены на рифтовых прогибах, и, возможно, влияние теплового потока в них сохранилось до сих пор. В целом характер распределения участков «горячих» и «холодных» доста­ точно мозаичен. Еще более резкие вариации распределения тем­ пературных аномалий наблюдаются в пределах северо-запада Ти­ хоокеанской активной окраины. Так, положение 100-градусной изотермы в разных частях изменяется от менее 1 км в окраинных морях до 7,5 км и более в глубоководных желобах.

В целом геотермический режим бассейна определяет ход и интенсивность литогенетических процессов, включающих гене­ рацию УВ и дефлюидизацию. Процессы дефлюидизации проис­ ходят стадийно в разных типах бассейнов в зависимости от тек­ тонического, геотермического режимов и скорости накопления

водно-углеводородными компонентами, в нижней — водно­ углекислыми, эвапоритовыми, рудными. Под действием возрас­ тающей с глубиной температуры (особенно в зонах аномального теплового поля) флюиды разогреваются и внутрипластовое дав­ ление аномально увеличивается. Это приводит к тому, что пе­ риодически разогретые флюиды прорываются в более высокие части осадочного разреза. Мигрирующие вверх флюиды, в свою очередь, являются мощными тепломассоносителями. Они ини­ циируют конвективный механизм весьма значительного допол­ нительного прогрева вышележащих осадочных толщ, тем самым резко ускоряя их катагенетическое преобразование. Здесь имеет место взаимодействие двух разнонаправленных вещественно­ энергетических потоков. Один из них связан с погружением и катагенетическим преобразованием пород и содержащегося в них органического вещества — захороненных продуктов жизнедея­ тельности бактериосферы, а с другой — с подъемом конвектив­ ного теплового потока, осуществляющего тепломассоперенос из нижних частей бассейна к его поверхности (рис. 8.16).

Углеводородные потоки поднимаются из очагов генерации углеводородов, где нефтегазоматеринские породы находятся в зо­ нах с температурой от 100 °С и больше. Если процесс погружения бассейна достаточно длителен и(или) прерывист, то в его разрезе появляется несколько уровней очагов генерации, проявлявшейся в разное время. Над ними могут располагаться несколько этажей размещения залежей углеводородов. Если внизу состав нефтей и газа будет соответствовать составу генерировавшего их ОВ со­ пряженного с ними очага генерации, то в более высоко располо-

413

Y Ш I И IV

Рис. 8.16. Схема взаимодействия процессов погружения, конвекцион­ ного прогрева и нефтеобразования в осадочных бассейнах: 7 — осадоч­ ный разрез в условиях погружения; 2—7 — флюидонасыщенные зоны разуплотнения (2 — нефтегазовая, 3 — ГЗН, 4 — ГЗГ, 5 — термального газа, 6 — кислых газов, 7 — газорудная); 8 — астеносфера; 9 — земная кора; 10 — верхняя мантия; 11 — соляные купола (V); 12 — глиняные диапиры (IV); 13 — листрические нарушения; 14 — изотермы, °С; 15 — перемещение неуглеводородных теплоносителей (III); 16 — перемеще­ ние углеводородных потоков (И); 17— направление движения УВ; 18—

направление движения водно-углекислых флюидов (I)

женных скоплениях нефти и газа их химический состав будет определяться смешением углеводородов, мигрировавших из раз­ личных очагов, расположенных ниже.

Таким образом, нефтегазообразование представляет собой уни­ версальный саморазвивающийся процесс, закономерно сопрово­ ждающий развитие осадочных бассейнов. Последние являются накопителями ОВ и производителями УВ. Развитие бассейнов

414

происходит таким образом, что основная масса углеводородов генерируется при повышенных термобарических условиях, а на­ копление их часто происходит в осадочных слоях, расположен­ ных в зонах с невысокими термобарическими характеристиками, т.е. перенос УВ совместно с другими флюидами осуществляется потоками, направленными в целом из более глубоких в более высоко расположенные горизонты.

Системы восходящих тепловых потоков в совокупности об­ разуют мощные флюидодинамические системы.

Флюидодинамический режим является ведущим фактором формирования скоплений нефти и газа. Режим трансформирует­ ся в различных тектонических условиях. Для внутриплатформенных синеклизных и главным образом окраинно-платформенных рифтовых бассейнов характерны мощные восходящие потоки высоконагретых флюидов. Здесь можно наметить нескольких уровней очагов генерации. В этих бассейнах часто присутству­ ют соленосные толщи, являющиеся разделами флюидодинами­ ческих систем. Такие бассейны обычно отличаются наличием крупных углеводородных скоплений, приуроченных к ловушкам самого различного генезиса, в том числе к соляным куполам. Нефтегазоносность многоэтажна и охватывает большой страти­ графический диапазон.

Вокраинно-платформенных (перикратонных) бассейнах флю­ идные потоки и их системы складываются в соответствии с ха­ рактером основных этапов развития. В Баренцевом море, напри­ мер, в результате мощного прогибания и накопления более чем десятикилометровой толщи осадков за сравнительно короткий отрезок времени в поздней перми и раннем триасе, по-видимому, произошло существенное изменение режима перемещения флю­ идов. В бассейне на больших глубинах усилились процессы газо­ образования. Направленные вверх потоки газа могли послужить причиной растворения и перемещения нефти в краевые участки бассейна.

Вперикратонно-орогенных бассейнах передовых прогибов флюидные потоки изменяют свое направление в процессе эво­ люции. В качестве основных различаются инфильтрционный и элизионный типы систем флюидных потоков. На определенных этапах тот или иной тип является преобладающим. На ранних этапах погружения края кратона поток может формироваться за счет инфильтрации. По мере погружения создаются условия формирования элизионной системы флюидных потоков, направ­ ленных вверх по бортам бассейна, и перемещающиеся в этих потоках углеводороды заполняют ловушки в рифовых массивах, эрозионных выступах и других структурах. На этапе рифтогенеза

415

поток флюидов, несущих тепло, идет из грабенообразных рифто­ генных прогибов. Для этого же этапа развития характерны вне­ дрения в осадочную толщу магматических образований, флюиды которых вносят определенное своеобразие в процессы катагенеза отложений. В период роста покровно-складчатого сооружения и заложения передового прогиба направления потоков изменяются в связи с переформированием структур на платформенном борту, возникновением валообразных поднятий, зон выклинивания и т.д. На орогенном борту вследствие надвигания идет рост интен­ сивно выраженных структур в зоне передовой складчатости. Это приводит к перераспределению флюидных потоков, возникают большие перепады высот в области питания водоносных гори­ зонтов на склоне орогена и в смежном прогибе. В связи с этим инфильтрационные потоки имеют большое значение в краевых участках бассейна. В то же время происходящее интенсивное по­ гружение и накопление осадков приводит также к выжиманию седиментационных вод, возникают условия для формирования элизионных потоков. На этом фоне происходит дифференциа­ ция распределения углеводородов на платформенном и склад­ чатом бортах, создаются условия переформирования их залежей. В случае интенсивного проявления процессов сжатия, как это происходило, например, при надвигании структур КаракульскоСмушковской зоны к северу и перекрытии ими борта Прика­ спийской впадины, интенсивный геодинамический режим создал возможность образования потоков соответствующих флюидных систем.

Сложная картина перераспределения флюидных потоков на­ блюдается в бассейнах подвижных поясов, особенно на актив­ ных континентальных окраинах. В тыльно-дуговых прогибах на определенных этапах действуют субвертикальные потоки. При процессах скучивания и образования тектонических покровов система потоков становится весьма сложной, происходят пере­ токи флюидов из одного структурного комплекса в другой и переформирование залежей. В большинстве островодужных бас­ сейнов отчетливо фиксируются восходящие флюидные газово­ жидкостные потоки. Они хорошо фиксируются и на сейсмиче­ ских профилях.

В условиях формирования новообразованной глубоководной котловины в межконтинентально-орогенных бассейнах в их не­ драх возникают мощные направленные вверх флюидные пото­ ки, формирующие глиняные диапировые и грязевулканические структуры, вызывающие новообразование и перераспределение углеводородов в недрах. Это особенно хорошо видно на примере Южно-Каспийского бассейна, где развиты диапировые структу­

416

ГЛАВА 9

РАСПРЕДЕЛЕНИЕ НЕФТИ И ГАЗА В ЗЕМНОЙ КОРЕ

Анализ размещения нефти и газа в осадочной оболочке Зем­ ли свидетельствует о том, что, с одной стороны, имеет место их практическая «повсюдность», хоть и в малых количествах, а с другой — избирательная концентрация. Чем крупнее скопления, тем они реже встречаются.

Статистика размещения по глубине месторождений нефти и газа свидетельствует о наличии оптимальной зоны в 1—3 км, на которую приходится до 90% всех запасов углеводородов. Для бас­ сейнов России (и бывшего СССР) на глубинах до 3 км сосредо­ точено 95% запасов нефти и 88% газа. В большинстве случаев нефть и газ не залегают в тех образованиях, в которых генери­ рованы составляющие их углеводороды. Это часто не позволяет достоверно определять генетический источник УВ нефтегазовых месторождений, хотя в ряде случаев можно достаточно определен­ но судить о горизонтах, в которых образовались углеводороды.

С распределением очагов генерации углеводородов, их мас­ штабностью и продуктивностью, стадийностью функционирова­ ния закономерно связано распределение ресурсов нефти и газа как по разрезу и площади отдельных бассейнов, так и по миру в целом.

По разведанным запасам газа и по предполагаемым извлекае­ мым его ресурсам Россия является общепризнанным мировым лидером (около 50% мировых ресурсов). По степени разведан­ ности запасов углеводородов первое место в России принадлежит Предкавказью, далее следует Урало-Поволжье, затем ТиманоПечорский регион и Западная Сибирь.

В Урало-Поволжье около половины начальных ресурсов уже извлечено, а в Западной Сибири доля еще не разведанных, но вероятных ресурсов значительна. Здесь сосредоточено более по­ ловины запасов нефти и основные запасы газа (41,1 трлн м3) России. Этот крупнейший мегабассейн играет главную роль в не­ фтедобыче. Гигантские газоконденсатные месторождения откры­ ты в Баренцевом и Карском морях. Далее следуют Прикаспий и Сахалинский шельф.

418

Самые крупные месторождения нефти и газа приурочены к наиболее крупным бассейнам, среди которых выделяются бас­ сейны Персидского залива (более половины мировых запасов нефти), Западной Сибири, Оринокский, Мексиканского зали­ ва, Северного моря, Прикаспийский, Южно-Китайского моря, бассейны Северной и Западной Африки, Явы, Суматры и Кали­ мантана на Индонезийском архипелаге. Здесь не названы даже все самые крупные из известных, но многие бассейны еще и не разведаны. Прежде всего это относится к бассейнам в акватори­ ях, особенно крупные из них предполагаются в пределах россий­ ского северного шельфа. Особую категорию месторождений УВсырья составляют скопления асфальтовых битумов, производных нефти в зоне гипергенеза. Они приурочены обычно к перифери­ ческим бортовым участкам осадочных бассейнов. Крупнейшими на планете являются скопления асфальтов в Канаде (ЗападноКанадский бассейн), в Венесуэле (южный борт Оринокского бас­ сейна) и на севере Восточной Сибири, на стыке двух крупнейших бассейнов — Енисей-Хатангского и Лено-Вилюйского.

Распределение нефти и газа по геохронологической шкале зависит от палеогеографических и тектонических условий, су­ ществовавших в то или иное время в пределах какого-то кон­ кретного элемента земной коры. В зависимости от глубины раз­ веданности различных территорий и акваторий общая картина может изменяться. Так, в начале XX в. первое место занимали кайнозойские отложения, в конце века картина иная — разведы­ ваются более глубокие горизонты и открываются залежи в более древних горизонтах, ныне — на континентальных окраинах.

Выделяется несколько максимумов распределения залежей углеводородов в фанерозое. Для нефти и газа максимумы иногда несколько смещаются, что связано как с преобладанием того или иного исходного ОВ, так и с большей подвижностью газа. В рас­ пределении максимумов нефти намечается три главных макси­ мума: девонский—каменноугольный в палеозое, юрско-меловой

вмезозое и неогеновый в кайнозое. Главнейшим из них является юрско-меловой максимум. Пик нефтеносности наблюдается и

впротерозое—кембрии (Сибирская платформа, Прибалтийская синеклиза). Следует заметить, что недостаточная разведанность отдельных комплексов (в частности, триаса, широко развитого в северных морях), возможно, искажает реальную картину.

Главное отличие распределения залежей газа — смещение па­ леозойского максимума на уровень карбона и перми. Данное яв­ ление объясняется, с одной стороны, массовым накоплением в

419

быть огромны. Не учтены также водорастворимые газы. Распределение углеводородов по глубинам достаточно хоро­

шо коррелирует с геотектонической позицией бассейнов: древ­ них и молодых платформ (интра- и перикратонные) и бассейнов подвижных поясов, а также переходных зон к океанам. Древние платформы и некоторые прогибы молодых складчатых областей в подвижных поясах характеризуются преимущественно нефте­ носностью, а молодые платформы и некоторые более древние складчатые области — повышенной газоносностью. На древних платформах, где основная нефтеносность связана с палеозоем, наибольшая часть нефти располагается на глубинах до 2,5 км, в краевых частях глубже. В бассейнах, где происходило интен­ сивное мезозойское погружение, максимум скопления залежей находится в интервале 2,5-3 км. В бассейнах мощного, преиму­ щественно кайнозойского погружения залежи как на окраинах платформ, так и в подвижных поясах вскрываются на глубинах до 5—6 км и, возможно, глубже. Распределение залежей нефти по глубинам в бассейнах различного типа определяется геотерми­ ческой историей бассейна, а также зависит от качества флюидоупоров. В молодых подвижных поясах и под покровами на краях платформ тектоника сильно влияет на режим бассейна на значи­ тельных глубинах. В связи с наличием покровов устанавливается многоэтажность нефтеносности по глубине. В телах покровов не­ фтяные месторождения залегают на небольших глубинах (напри­ мер, в карпатских скибовых зонах), а под ними на значительно большей глубине располагается другой этаж нефтеносности.

Размещение газа носит примерно такой же характер. Есть бас­ сейны с залежами газа на очень малых глубинах в молодых от­

420